Introduction
Le sujet de cette publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie traite des effets de la nouvelle technologie sur les processus de réglementation. S’il y a un exemple qui présente ce dossier, c’est bien la décision de l’Office national de l’énergie (ONÉ)1 de mars concernant la demande de TransCanada qui consistait à réexaminer la structure complète de son réseau pipelinier principal. La technologie en question est le forage horizontal et la fracturation hydraulique qui libèrent d’énormes quantités de gaz naturel à partir de dépôts de schiste dans toute l’Amérique du Nord. Ces dernières années, les termes Bakken, Eagle Ford et Marcellus ont pris autant d’importance que Turner Valley autrefois.
Historiquement, le réseau principal transportait six milliards de pi3 de gaz naturel par jour. Cependant, l’augmentation de la production de gaz aux États-Unis, à partir des gisements comme Marcellus à New York et Utica en Pennsylvanie, a entraîné une réduction du débit de ce réseau, ce qui a provoqué une augmentation des droits pour les expéditeurs, un fait que divers participants ont qualifié de spirale fatale. Après tout, ces nouveaux gisements de gaz se situaient à côté du gigantesque marché américain, non pas à des milliers de kilomètres, en Alberta.
En réponse, TransCanada a présenté une demande audacieuse, laquelle propose une restructuration des droits, qui comprenaient la modification de certains actifs des gazoducs interconnectés. Ceci comprenait également la modification des coûts de 400 milliards de dollars par année pour les utilisateurs du réseau de l’Alberta, en prolongeant ce dernier vers la Saskatchewan et le Manitoba et en procédant à la réallocation des amortissements cumulés de 1,2 milliard de dollars des Prairies et des segments triangulaires de l’Est vers un segment du Nord de l’Ontario qui était sous-utilisé et qui présentait un solde non amorti élevé. Cela diminuerait la valeur comptable des conduites du nord de l’Ontario et modifierait les coûts des producteurs de l’Ouest et des consommateurs de l’Est par l’augmentation des paiements de dépréciation dans les segments du réseau principal des Prairies et de l’Est.
Le résultat fut 72 jours d’audience, 60 avocats, 80 témoins et une décision de 257 pages. La plupart des intervenants préconisaient une réduction de la base du taux de la conduite principale par le retrait d’environ 3 milliards de dollars de la base du taux de 5,8 milliards de dollars demandé.
Le problème en quelques lignes
Avant d’analyser la décision, il pourrait être utile de mieux comprendre la situation qui a fait suite à la demande. Le réseau principal est l’un des plus vastes réseaux de gaz naturel sur le continent nord-américain. Ce dernier a été conçu en 1950 et a commencé sa première année d’exploitation complète en 1959. De cette année-là jusqu’en 1998, il a desservi les marchés canadiens et américains centraux, la plupart du temps sans aucune concurrence, fonctionnant à des facteurs de charge élevée appuyés par des contrats à longue échéance et à long parcours.
Cependant, le paysage concurrentiel a commencé à changer en 2000 lorsqu’Alliance and Vector pipelines a commencé ses exploitations et a acheminé le gaz de l’Ouest canadien vers les marchés de l’Est des États- Unis. Le développement des projets de gaz naturel liquéfié de la côte ouest, où les gaz du BSOC étaient convertis en gaz liquéfié, ensuite acheminé vers les marchés asiatiques, était également un facteur, quoique bien plus récent. (Kitimat LNG et Sasol représentaient 1,4 Gpi3/j et 1 Gpi3/j chacun).
Le facteur dominant, toutefois, était le potentiel grandissant du gaz de schiste. En 2006, la production du gaz de schiste était de 3 Gpi3 par jour. Elle a atteint 29 Gpi3 par jour en 2013 et s’élèvera à un minimum de 49 Gpi3 par jour d’ici 2020.
Le réseau principal a été conçu pour acheminer 7 Gpi3 de gaz par jour. Au moment où avaient eu lieu les audiences, le volume avait chuté à 1,5 Gpi3/j. Les coûts fixés sur ce gazoduc étaient élevés et ils devaient alors être imputés à des volumes de transport garanti plus bas. Par conséquent, les droits ont augmenté. Le transport d’Empress jusqu’à Dawn était de 0,80 $/GJ en 2006. Dans sa requête, TransCanada a estimé le montant à 2,74 $ pour 2013.
La décision
La plupart des intervenants ont favorisé une réduction de la base du taux. TransCanada a rejeté cette baisse alléguant que l’Office n’avait aucun pouvoir statuaire. L’Office a accepté cette proposition et a adopté un nouveau modèle. Ce dernier présentait un prix fixe, compétitif et à long terme qui, selon ce que croyait l’Office, permettrait à TransCanada de se rattraper. En vigueur le 1er juillet 2013, les droits d’Empress jusqu’à Dawn seraient de 1,42 $/GJ pour quatre ans et demi.
L’Office a reconnu la possibilité que ces droits puissent être insuffisants pour récupérer les coûts et a sommé TransCanada de prévoir les insuffisances de revenus. TransCanada a fait l’analyse et a déterminé qu’un montant annuel de 95 millions de dollars de report de coûts pourrait permettre à TransCanada de ne pas subir de pertes durant la période. Un compte de report a été créé en vue de noter les soldes positifs ou négatifs. À la fin de la période de droits applicables, des mesures seraient envisagées par l’Office.
L’Office a également reconnu le risque accru auquel l’entreprise faisait face et a augmenté le rendement des capitaux propres (RCP) à 11,5 %. Elle a établi un mécanisme de rémunération à la rentabilité selon lequel les actionnaires connaissent des hausses importantes et non des baisses. Plus important encore, l’Office a permis à TransCanada de fixer des niveaux minimums d’offres pour son service de transport interruptible (TI) au niveau qu’elle a choisi, et de fixer un niveau minimum pour le service de transport garanti à court terme (TGCT) à tout niveau équivalent ou supérieur aux droits applicables au transport garanti (TG) pour le trajet approprié.
Un intéressant modèle de règlementation hybride était né. D’un côté, des droits à taux fixes pour presque cinq ans qui ne pourraient probablement pas récupérer les coûts à financer par des taux non réglementés dans des marchés « concurrentiels ». Du moins, ce fut ce que certaines personnes affirmaient.
TransCanada a décidé de se pourvoir en appel de la décision non pas aux tribunaux, mais à l’Office pour une révision et une modification. La requête proposait à l’Office d’augmenter les droits de cinq ans d’Empress à Dawn de 1,42 $ à 1,52 $. TransCanada croyait que cette augmentation aurait pu compenser les pertes annuelles de 95 millions de dollars. La société a également demandé une nouvelle méthode pour récupérer les coûts futurs qu’elle ne pourrait pas anticiper. Elle voulait également modifier la date de mise en œuvre de la décision du 1er juillet 2013 au 20 novembre 2013, car elle avait manqué l’importante saison d’hiver.
L’argument principal de la révision était que le modèle de la décision conçu par l’Office n’avait pas été proposé par TransCanada ni par aucune autre partie. Par conséquent, TransCanada a soutenu qu’elle n’avait pas eu l’occasion de présenter des éléments de preuve pour répliquer à cet unique modèle de réglementation, qui selon l’entreprise, était sans précédent. TransCanada a affirmé que selon les règles de justice naturelle, elle avait droit à la possibilité raisonnable de présenter ces éléments de preuve.
TransCanada s’est également opposée à plusieurs décisions judiciaires que l’Office a rendues en ce qui concerne la récupération des investissements prudents et le droit à un rendement équitable. Cependant, elle a choisi de ne pas s’adresser aux tribunaux, car elle a vu les commentaires comme des obiter dicta, du fait que l’Office n’avait rejeté aucun coût. Le 12 juin, l’Office a rejeté la demande de révision de TransCanada dans son intégralité.
Les principes juridiques
Deux questions d’ordre juridique importantes, mais particulières influencent l’ensemble de la prise de décision. La première concerne les règles qui remettent en question la loi sur les services publics traditionnels. La seconde touche la portée de l’autorité de l’Office pour déréglementer les services.
La décision de l’ONÉ remet en question deux principes établis de la loi sur les services publics. Le premier était la doctrine de prudence. TransCanada a affirmé qu’ayant réalisé des investissements prudents, elle avait le droit de récupérer ces investissements. Ce principe a été confirmé aussi récemment qu’il y a deux mois, par la Cour d’appel de l’Ontario2 lorsqu’elle a répété que la prudence doit être déterminée sans l’avantage du recul. Ce point représente et représentait un investissement prudent au moment où il a été réalisé. Personne chez TransCanada n’a soutenu que ce n’était pas le cas.
Néanmoins, certaines parties ont affirmé (et l’Office a approuvé) qu’il existait un conflit entre l’épreuve de la prudence traditionnelle et le concept « utilisé et utile ». L’Office a posé la question suivante : comment un investissement pouvait-il être prudent s’il n’était plus « utilisé et utile »?
En fin de compte, l’Office a conclu que ce conflit inhérent a fait en sorte que la règle sur la prudence soit pratiquement inutile et qu’il devrait recourir à l’autorité générale en vertu de sa loi pour fixer les taux qui sont justes et raisonnables.
L’Office a également semblé mettre en doute la règle canadienne reconnue qui détermine que les services publics ont le droit de réaliser un juste taux de rendement.
En 1960, la Cour suprême a clairement déclaré que l’obligation d’approuver des taux qui généreront un rendement équitable pour un service public est sans réserve3. Dans la décision Union Gas, la Cour divisionnaire de l’Ontario a déclaré qu’un rendement équitable est essentiel pour préserver l’intégrité financière du demandeur, lequel représente un intérêt mutuel tant pour la société que pour ses clients4. L’Office, dans la décision Mainline, n’a pas seulement accepté ces décisions5 mais elle a constaté que les décisions passées de l’ONÉ les avait approuvées6.
Au lieu d’appliquer la règle établie, l’Office s’est fié à une décision rendue par la Cour suprême des États-Unis en 1944 sur le cas de Market Railway7 selon laquelle un service public n’avait pas le droit à un profit garanti si ce profit avait chuté en raison des forces du marché. Cependant, ce cas était fondé sur une disposition constitutionnelle aux États- Unis, laquelle offre une garantie voulant que le gouvernement ne puisse pas saisir les biens de propriété privée. Plus clairement, la Cour suprême des États-Unis a mentionné que la constitution, qui était invoquée par Market Railway, ne protégeait pas la société des forces du marché; elle avait protégé le service public des actions gouvernementales. La pertinence de ce cas relativement à celui devant l’ONÉ est discutable.
Cependant, les vraies raisons ont également fait surface lors de la décision. La référence à Market Railway n’a fait que semer la confusion. Premièrement, l’Office a réalisé que, contrairement à un fournisseur de gaz tel que Enbridge ou Union, il n’y avait pas de monopole garanti pour TransCanada. En bref, il n’y avait pas de contrat de franchise.
Mais il existait également un motif différent et plus important. L’Office a accepté l’argument d’un nombre d’intervenants qui affirmaient qu’au fil des ans, TransCanada avait reçu, par son organisme de réglementation, un RCP qui l’a récompensée d’avoir assumé le risque. Bref, TransCanada n’a jamais été une entreprise sans risque. Puis, bien que ce risque ne se soit jamais concrétisé, il faisait maintenant surface.
Il y a eu également certaines discussions à savoir si TransCanada avait géré ce risque adéquatement. Par exemple, l’entreprise aurait- elle dû augmenter ses taux d’amortissement plus tôt? Même si c’est le cas, il est difficile de le confirmer dans les faits. Mais le principe général est adopté – un service public a l’obligation et la capacité de gérer ses risques. De plus, elle a été indemnisée pour ce risque.
En fin de compte, rien dans la décision n’a reposé sur le cas de Market Railway. L’Office avait appliqué le juste taux de rendement dans le passé et dans l’avenir. En effet, la décision a reconnu que la concurrence avait pris de l’ampleur, ainsi que le risque y est associé. L’Office a donc augmenté substantiellement le RCP.
La même chose peut être dite concernant l’épreuve de prudence. La plupart des gens diraient que l’Office a mal considéré l’essai de prudence en instaurant la rétrospective. Il est probable que la seule raison pour laquelle l’Office a généré ce conflit unique entre la prudence et l’utilisé et l’utile était que TransCanada utilisait le principe de prudence pour répliquer contre une réduction de sa base de taux. Enfin, l’Office a évité le problème en déclarant simplement qu’il n’avait pas l’autorité pour permettre une réduction. Aucune autorité particulière n’a été consultée.
L’Office croyait clairement qu’il existait une portée considérable dans la fixation de taux justes et raisonnables. De plus, le fait de ne pas fixer des taux peut apparemment entraîner des taux justes et raisonnables.
Est-ce que l’Office avait l’autorité légale de déréglementer? Nous avons déjà vu cela auparavant. Lorsque le conseil de la radiodiffusion et des télécommunications canadiennes (CRTC) a décidé de déréglementer les services interurbains, la Cour d’appel fédérale a statué que la Commission n’en avait pas l’autorité8. Le Parlement a ensuite modifié la loi en donnant à la Commission une autorité bien définie. Le pouvoir législatif de l’Ontario a ajouté cette formulation exacte dans la Loi sur la Commission de l’énergie de l’Ontario et cette clause a été utilisée par l’Office national de l’énergie de l’Ontario, quand elle a déréglementé le stockage du gaz naturel9.
Cependant, il n’est pas clair que la décision rendue par la Cour fédérale serait la même aujourd’hui. Nous vivons dans un monde différent. Les tribunaux de l’ensemble du pays, allant de la Cour suprême du Canada, concèdent maintenant aux organismes de réglementation un bien plus grand niveau de retenue – non seulement sur les faits, mais aussi sur l’interprétation de leur loi constitutive10.
Que nous réserve l’avenir?
La question la plus importante qui émane de cette décision est la suivante : qu’arrivera-t-il dans ce nouveau monde de réglementation?
Deux expéditeurs de centres locaux de distribution se sont déjà plaints que TransCanada avait résilié des ententes antérieures pour des demandes croissantes pour un service qui devait initialement débuter en novembre 2014, de Dawn jusqu’aux marchés de l’Est de l’Ontario et du Québec, ainsi que pour la construction des goulots d’étranglement qui étaient nécessaires pour répondre à ce service. En outre, TransCanada a manipulé le marché avec des appels de soummissions et des documents règlementaires, s’attendant à un retrait de la capacité existante sur le segment triangulaire de l’Est déjà contraint, pour répondre aux besoins du projet de valorisation de pétrole d’Énergie Est de TransCanada, de l’Alberta à Saint John au Nouveau-Brunswick. La capacité pourrait commencer à être retirée du service de gaz au cours de la période de 2015 à 2017.
Rien de tout cela ne devrait être surprenant. L’ONÉ a décrété que TransCanada ne représentait pas un monopole de service public ordinaire. Elle n’avait aucun contrat de franchise, et donc aucun monopole légal et aucune responsabilité de servir. L’Office a également suggéré que la société n’ait jamais le monopole en premier lieu. Et même si elle l’avait eu, le RCP, reconnu par l’organisme de règlementation, a indemnisé la société pour le risque. Maintenant que le risque est apparu, TransCanada ne pourrait pas se plaindre et affirmer que la société devrait être exempte de tout risque.
Même si elle avait eu le monopole au début, les temps ont changé. La concurrence est maintenant présente. Elle ne provient pas seulement de nouveaux gazoducs. Le pouvoir du marché du réseau principal avait toujours été lié à l’Alberta, le gaz étant la source d’approvisionnement dominante en Amérique du Nord. Celui-ci avait été remplacé par le gaz de schiste maintenant localisé à proximité des principaux clients américains.
Il est vrai que cette décision crée un modèle de règlementation unique. Dans le passé, la dérèglementation a été présente autant dans le domaine des télécommunications que dans celui de l’énergie. Elle a été accompagnée d’une analyse minutieuse de l’état de la concurrence dans le marché proposé. Même si nous mettons de côté cette question, que nous assumons que l’Office avait l’autorité et que les faits avaient établi une concurrence grandissante (ce qui semble être le cas), la dérèglementation entraîne généralement des règles structurelles pour traiter les interfinancements entre les marchés monopolistiques et les marchés concurrentiels. Que cela plaise ou non à L’ONÉ, tout cela est désormais sous la responsabilité de la règlementation de la concurrence. La plupart des gens seront d’accord pour dire que c’est une affaire délicate.
À un certain point, l’ONÉ aura à déterminer le degré de responsabilité que devrait avoir l’Office dans la procédure d’exécution relié aux problèmes de concurrence dans le cadre de la nouvelle réglementation. Ils se présenteront. Ils peuvent se complexifier rapidement. Bien souvent, ces problèmes ont des délais serrés. Ceux-ci peuvent nécessiter des procédures élaborées de l’Office pour analyser l’éventail des problèmes de concurrence ainsi que des recours et des procédures potentiels.
Il se peut que l’Office ne soit pas le seul sur le terrain. Là où le degré de surveillance réglementaire est diminué, l’exemption de la Loi sur la concurrence11 peut également disparaître. Cela soumet les parties à un éventail bien plus large de recours civils et criminels et même à la perspective de procédures parallèles. Le Bureau de la concurrence a l’autorité pour intervenir dans les procédures réglementaires où les problèmes de concurrence entrent en jeu. Il a également la possibilité de procéder selon leurs propres procédures, où l’aide est plus complète.
De plus, bien sûr, des parties privées peuvent décider de procéder à des actions civiles en justice reliées à une violation de la Loi sur la concurrence, cherchant autant de l’aide pour dommages que pour des mesures injonctives. Dans certains cas, ces actions peuvent entraîner des recours collectifs. Et ne soyez pas étonné si des avocats bien formés affirment que le devoir de servir ne nécessite pas un contrat de franchise, et qu’une obligation de Common Law, grâce a laquelle le service public jouit d’un pouvoir monopolistique, existe. Ça promet d’être un tableau de règlementation bien garni.
Conclusion
Il est facile d’être critique sur certains aspects de la décision à l’égard du réseau principal. Pour être juste, ce fut une situation de fait difficile. Il y avait de sérieuses conséquences économiques. Elle représentait une pièce majeure dans l’infrastructure nationale qui, lorsqu’elle a été construite, a presque renversé le gouvernement en place. Ce gazoduc a été un instrument économique majeur pour le Canada depuis des décennies.
La solution avancée par plusieurs intervenants, qui consistait à réduire la base de taux, entraînait une multitude de conséquences, et aucune n’était positive. Elle aurait entraîné des litiges pendant une décennie. Le transfert des coûts à d’autres clients et d’autres régions, ce qui avait été proposé par TransCanada, était encore moins intéressant. Il était également évident que les clients de TransCanada avaient substitué des services à court terme à des services de longue distance en raison des prix.
Le niveau de concurrence sur le marché était la raison pour laquelle ces services étaient plus intéressants en termes financiers. Par conséquent, l’Office a décidé de donner à TransCanada les outils pour faire face à cette concurrence et recouvrer un certain manque à gagner qui existe au sein des services de longue distance. Peut-être qu’il n’y a rien de mauvais avec cette analyse. De plus, il pourrait s’agir de la seule option réalisable.
Introduction
Le sujet de cette publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie traite des effets de la nouvelle technologie sur les processus de réglementation. S’il y a un exemple qui présente ce dossier, c’est bien la décision de l’Office national de l’énergie (ONÉ)1 de mars concernant la demande de TransCanada qui consistait à réexaminer la structure complète de son réseau pipelinier principal. La technologie en question est le forage horizontal et la fracturation hydraulique qui libèrent d’énormes quantités de gaz naturel à partir de dépôts de schiste dans toute l’Amérique du Nord. Ces dernières années, les termes Bakken, Eagle Ford et Marcellus ont pris autant d’importance que Turner Valley autrefois.
Historiquement, le réseau principal transportait six milliards de pi3 de gaz naturel par jour. Cependant, l’augmentation de la production de gaz aux États-Unis, à partir des gisements comme Marcellus à New York et Utica en Pennsylvanie, a entraîné une réduction du débit de ce réseau, ce qui a provoqué une augmentation des droits pour les expéditeurs, un fait que divers participants ont qualifié de spirale fatale. Après tout, ces nouveaux gisements de gaz se situaient à côté du gigantesque marché américain, non pas à des milliers de kilomètres, en Alberta.
En réponse, TransCanada a présenté une demande audacieuse, laquelle propose une restructuration des droits, qui comprenaient la modification de certains actifs des gazoducs interconnectés. Ceci comprenait également la modification des coûts de 400 milliards de dollars par année pour les utilisateurs du réseau de l’Alberta, en prolongeant ce dernier vers la Saskatchewan et le Manitoba et en procédant à la réallocation des amortissements cumulés de 1,2 milliard de dollars des Prairies et des segments triangulaires de l’Est vers un segment du Nord de l’Ontario qui était sous-utilisé et qui présentait un solde non amorti élevé. Cela diminuerait la valeur comptable des conduites du nord de l’Ontario et modifierait les coûts des producteurs de l’Ouest et des consommateurs de l’Est par l’augmentation des paiements de dépréciation dans les segments du réseau principal des Prairies et de l’Est.
Le résultat fut 72 jours d’audience, 60 avocats, 80 témoins et une décision de 257 pages. La plupart des intervenants préconisaient une réduction de la base du taux de la conduite principale par le retrait d’environ 3 milliards de dollars de la base du taux de 5,8 milliards de dollars demandé.
Le problème en quelques lignes
Avant d’analyser la décision, il pourrait être utile de mieux comprendre la situation qui a fait suite à la demande. Le réseau principal est l’un des plus vastes réseaux de gaz naturel sur le continent nord-américain. Ce dernier a été conçu en 1950 et a commencé sa première année d’exploitation complète en 1959. De cette année-là jusqu’en 1998, il a desservi les marchés canadiens et américains centraux, la plupart du temps sans aucune concurrence, fonctionnant à des facteurs de charge élevée appuyés par des contrats à longue échéance et à long parcours.
Cependant, le paysage concurrentiel a commencé à changer en 2000 lorsqu’Alliance and Vector pipelines a commencé ses exploitations et a acheminé le gaz de l’Ouest canadien vers les marchés de l’Est des États- Unis. Le développement des projets de gaz naturel liquéfié de la côte ouest, où les gaz du BSOC étaient convertis en gaz liquéfié, ensuite acheminé vers les marchés asiatiques, était également un facteur, quoique bien plus récent. (Kitimat LNG et Sasol représentaient 1,4 Gpi3/j et 1 Gpi3/j chacun).
Le facteur dominant, toutefois, était le potentiel grandissant du gaz de schiste. En 2006, la production du gaz de schiste était de 3 Gpi3 par jour. Elle a atteint 29 Gpi3 par jour en 2013 et s’élèvera à un minimum de 49 Gpi3 par jour d’ici 2020.
Le réseau principal a été conçu pour acheminer 7 Gpi3 de gaz par jour. Au moment où avaient eu lieu les audiences, le volume avait chuté à 1,5 Gpi3/j. Les coûts fixés sur ce gazoduc étaient élevés et ils devaient alors être imputés à des volumes de transport garanti plus bas. Par conséquent, les droits ont augmenté. Le transport d’Empress jusqu’à Dawn était de 0,80 $/GJ en 2006. Dans sa requête, TransCanada a estimé le montant à 2,74 $ pour 2013.
La décision
La plupart des intervenants ont favorisé une réduction de la base du taux. TransCanada a rejeté cette baisse alléguant que l’Office n’avait aucun pouvoir statuaire. L’Office a accepté cette proposition et a adopté un nouveau modèle. Ce dernier présentait un prix fixe, compétitif et à long terme qui, selon ce que croyait l’Office, permettrait à TransCanada de se rattraper. En vigueur le 1er juillet 2013, les droits d’Empress jusqu’à Dawn seraient de 1,42 $/GJ pour quatre ans et demi.
L’Office a reconnu la possibilité que ces droits puissent être insuffisants pour récupérer les coûts et a sommé TransCanada de prévoir les insuffisances de revenus. TransCanada a fait l’analyse et a déterminé qu’un montant annuel de 95 millions de dollars de report de coûts pourrait permettre à TransCanada de ne pas subir de pertes durant la période. Un compte de report a été créé en vue de noter les soldes positifs ou négatifs. À la fin de la période de droits applicables, des mesures seraient envisagées par l’Office.
L’Office a également reconnu le risque accru auquel l’entreprise faisait face et a augmenté le rendement des capitaux propres (RCP) à 11,5 %. Elle a établi un mécanisme de rémunération à la rentabilité selon lequel les actionnaires connaissent des hausses importantes et non des baisses. Plus important encore, l’Office a permis à TransCanada de fixer des niveaux minimums d’offres pour son service de transport interruptible (TI) au niveau qu’elle a choisi, et de fixer un niveau minimum pour le service de transport garanti à court terme (TGCT) à tout niveau équivalent ou supérieur aux droits applicables au transport garanti (TG) pour le trajet approprié.
Un intéressant modèle de règlementation hybride était né. D’un côté, des droits à taux fixes pour presque cinq ans qui ne pourraient probablement pas récupérer les coûts à financer par des taux non réglementés dans des marchés « concurrentiels ». Du moins, ce fut ce que certaines personnes affirmaient.
TransCanada a décidé de se pourvoir en appel de la décision non pas aux tribunaux, mais à l’Office pour une révision et une modification. La requête proposait à l’Office d’augmenter les droits de cinq ans d’Empress à Dawn de 1,42 $ à 1,52 $. TransCanada croyait que cette augmentation aurait pu compenser les pertes annuelles de 95 millions de dollars. La société a également demandé une nouvelle méthode pour récupérer les coûts futurs qu’elle ne pourrait pas anticiper. Elle voulait également modifier la date de mise en œuvre de la décision du 1er juillet 2013 au 20 novembre 2013, car elle avait manqué l’importante saison d’hiver.
L’argument principal de la révision était que le modèle de la décision conçu par l’Office n’avait pas été proposé par TransCanada ni par aucune autre partie. Par conséquent, TransCanada a soutenu qu’elle n’avait pas eu l’occasion de présenter des éléments de preuve pour répliquer à cet unique modèle de réglementation, qui selon l’entreprise, était sans précédent. TransCanada a affirmé que selon les règles de justice naturelle, elle avait droit à la possibilité raisonnable de présenter ces éléments de preuve.
TransCanada s’est également opposée à plusieurs décisions judiciaires que l’Office a rendues en ce qui concerne la récupération des investissements prudents et le droit à un rendement équitable. Cependant, elle a choisi de ne pas s’adresser aux tribunaux, car elle a vu les commentaires comme des obiter dicta, du fait que l’Office n’avait rejeté aucun coût. Le 12 juin, l’Office a rejeté la demande de révision de TransCanada dans son intégralité.
Les principes juridiques
Deux questions d’ordre juridique importantes, mais particulières influencent l’ensemble de la prise de décision. La première concerne les règles qui remettent en question la loi sur les services publics traditionnels. La seconde touche la portée de l’autorité de l’Office pour déréglementer les services.
La décision de l’ONÉ remet en question deux principes établis de la loi sur les services publics. Le premier était la doctrine de prudence. TransCanada a affirmé qu’ayant réalisé des investissements prudents, elle avait le droit de récupérer ces investissements. Ce principe a été confirmé aussi récemment qu’il y a deux mois, par la Cour d’appel de l’Ontario2 lorsqu’elle a répété que la prudence doit être déterminée sans l’avantage du recul. Ce point représente et représentait un investissement prudent au moment où il a été réalisé. Personne chez TransCanada n’a soutenu que ce n’était pas le cas.
Néanmoins, certaines parties ont affirmé (et l’Office a approuvé) qu’il existait un conflit entre l’épreuve de la prudence traditionnelle et le concept « utilisé et utile ». L’Office a posé la question suivante : comment un investissement pouvait-il être prudent s’il n’était plus « utilisé et utile »?
En fin de compte, l’Office a conclu que ce conflit inhérent a fait en sorte que la règle sur la prudence soit pratiquement inutile et qu’il devrait recourir à l’autorité générale en vertu de sa loi pour fixer les taux qui sont justes et raisonnables.
L’Office a également semblé mettre en doute la règle canadienne reconnue qui détermine que les services publics ont le droit de réaliser un juste taux de rendement.
En 1960, la Cour suprême a clairement déclaré que l’obligation d’approuver des taux qui généreront un rendement équitable pour un service public est sans réserve3. Dans la décision Union Gas, la Cour divisionnaire de l’Ontario a déclaré qu’un rendement équitable est essentiel pour préserver l’intégrité financière du demandeur, lequel représente un intérêt mutuel tant pour la société que pour ses clients4. L’Office, dans la décision Mainline, n’a pas seulement accepté ces décisions5 mais elle a constaté que les décisions passées de l’ONÉ les avait approuvées6.
Au lieu d’appliquer la règle établie, l’Office s’est fié à une décision rendue par la Cour suprême des États-Unis en 1944 sur le cas de Market Railway7 selon laquelle un service public n’avait pas le droit à un profit garanti si ce profit avait chuté en raison des forces du marché. Cependant, ce cas était fondé sur une disposition constitutionnelle aux États- Unis, laquelle offre une garantie voulant que le gouvernement ne puisse pas saisir les biens de propriété privée. Plus clairement, la Cour suprême des États-Unis a mentionné que la constitution, qui était invoquée par Market Railway, ne protégeait pas la société des forces du marché; elle avait protégé le service public des actions gouvernementales. La pertinence de ce cas relativement à celui devant l’ONÉ est discutable.
Cependant, les vraies raisons ont également fait surface lors de la décision. La référence à Market Railway n’a fait que semer la confusion. Premièrement, l’Office a réalisé que, contrairement à un fournisseur de gaz tel que Enbridge ou Union, il n’y avait pas de monopole garanti pour TransCanada. En bref, il n’y avait pas de contrat de franchise.
Mais il existait également un motif différent et plus important. L’Office a accepté l’argument d’un nombre d’intervenants qui affirmaient qu’au fil des ans, TransCanada avait reçu, par son organisme de réglementation, un RCP qui l’a récompensée d’avoir assumé le risque. Bref, TransCanada n’a jamais été une entreprise sans risque. Puis, bien que ce risque ne se soit jamais concrétisé, il faisait maintenant surface.
Il y a eu également certaines discussions à savoir si TransCanada avait géré ce risque adéquatement. Par exemple, l’entreprise aurait- elle dû augmenter ses taux d’amortissement plus tôt? Même si c’est le cas, il est difficile de le confirmer dans les faits. Mais le principe général est adopté – un service public a l’obligation et la capacité de gérer ses risques. De plus, elle a été indemnisée pour ce risque.
En fin de compte, rien dans la décision n’a reposé sur le cas de Market Railway. L’Office avait appliqué le juste taux de rendement dans le passé et dans l’avenir. En effet, la décision a reconnu que la concurrence avait pris de l’ampleur, ainsi que le risque y est associé. L’Office a donc augmenté substantiellement le RCP.
La même chose peut être dite concernant l’épreuve de prudence. La plupart des gens diraient que l’Office a mal considéré l’essai de prudence en instaurant la rétrospective. Il est probable que la seule raison pour laquelle l’Office a généré ce conflit unique entre la prudence et l’utilisé et l’utile était que TransCanada utilisait le principe de prudence pour répliquer contre une réduction de sa base de taux. Enfin, l’Office a évité le problème en déclarant simplement qu’il n’avait pas l’autorité pour permettre une réduction. Aucune autorité particulière n’a été consultée.
L’Office croyait clairement qu’il existait une portée considérable dans la fixation de taux justes et raisonnables. De plus, le fait de ne pas fixer des taux peut apparemment entraîner des taux justes et raisonnables.
Est-ce que l’Office avait l’autorité légale de déréglementer? Nous avons déjà vu cela auparavant. Lorsque le conseil de la radiodiffusion et des télécommunications canadiennes (CRTC) a décidé de déréglementer les services interurbains, la Cour d’appel fédérale a statué que la Commission n’en avait pas l’autorité8. Le Parlement a ensuite modifié la loi en donnant à la Commission une autorité bien définie. Le pouvoir législatif de l’Ontario a ajouté cette formulation exacte dans la Loi sur la Commission de l’énergie de l’Ontario et cette clause a été utilisée par l’Office national de l’énergie de l’Ontario, quand elle a déréglementé le stockage du gaz naturel9.
Cependant, il n’est pas clair que la décision rendue par la Cour fédérale serait la même aujourd’hui. Nous vivons dans un monde différent. Les tribunaux de l’ensemble du pays, allant de la Cour suprême du Canada, concèdent maintenant aux organismes de réglementation un bien plus grand niveau de retenue – non seulement sur les faits, mais aussi sur l’interprétation de leur loi constitutive10.
Que nous réserve l’avenir?
La question la plus importante qui émane de cette décision est la suivante : qu’arrivera-t-il dans ce nouveau monde de réglementation?
Deux expéditeurs de centres locaux de distribution se sont déjà plaints que TransCanada avait résilié des ententes antérieures pour des demandes croissantes pour un service qui devait initialement débuter en novembre 2014, de Dawn jusqu’aux marchés de l’Est de l’Ontario et du Québec, ainsi que pour la construction des goulots d’étranglement qui étaient nécessaires pour répondre à ce service. En outre, TransCanada a manipulé le marché avec des appels de soummissions et des documents règlementaires, s’attendant à un retrait de la capacité existante sur le segment triangulaire de l’Est déjà contraint, pour répondre aux besoins du projet de valorisation de pétrole d’Énergie Est de TransCanada, de l’Alberta à Saint John au Nouveau-Brunswick. La capacité pourrait commencer à être retirée du service de gaz au cours de la période de 2015 à 2017.
Rien de tout cela ne devrait être surprenant. L’ONÉ a décrété que TransCanada ne représentait pas un monopole de service public ordinaire. Elle n’avait aucun contrat de franchise, et donc aucun monopole légal et aucune responsabilité de servir. L’Office a également suggéré que la société n’ait jamais le monopole en premier lieu. Et même si elle l’avait eu, le RCP, reconnu par l’organisme de règlementation, a indemnisé la société pour le risque. Maintenant que le risque est apparu, TransCanada ne pourrait pas se plaindre et affirmer que la société devrait être exempte de tout risque.
Même si elle avait eu le monopole au début, les temps ont changé. La concurrence est maintenant présente. Elle ne provient pas seulement de nouveaux gazoducs. Le pouvoir du marché du réseau principal avait toujours été lié à l’Alberta, le gaz étant la source d’approvisionnement dominante en Amérique du Nord. Celui-ci avait été remplacé par le gaz de schiste maintenant localisé à proximité des principaux clients américains.
Il est vrai que cette décision crée un modèle de règlementation unique. Dans le passé, la dérèglementation a été présente autant dans le domaine des télécommunications que dans celui de l’énergie. Elle a été accompagnée d’une analyse minutieuse de l’état de la concurrence dans le marché proposé. Même si nous mettons de côté cette question, que nous assumons que l’Office avait l’autorité et que les faits avaient établi une concurrence grandissante (ce qui semble être le cas), la dérèglementation entraîne généralement des règles structurelles pour traiter les interfinancements entre les marchés monopolistiques et les marchés concurrentiels. Que cela plaise ou non à L’ONÉ, tout cela est désormais sous la responsabilité de la règlementation de la concurrence. La plupart des gens seront d’accord pour dire que c’est une affaire délicate.
À un certain point, l’ONÉ aura à déterminer le degré de responsabilité que devrait avoir l’Office dans la procédure d’exécution relié aux problèmes de concurrence dans le cadre de la nouvelle réglementation. Ils se présenteront. Ils peuvent se complexifier rapidement. Bien souvent, ces problèmes ont des délais serrés. Ceux-ci peuvent nécessiter des procédures élaborées de l’Office pour analyser l’éventail des problèmes de concurrence ainsi que des recours et des procédures potentiels.
Il se peut que l’Office ne soit pas le seul sur le terrain. Là où le degré de surveillance réglementaire est diminué, l’exemption de la Loi sur la concurrence11 peut également disparaître. Cela soumet les parties à un éventail bien plus large de recours civils et criminels et même à la perspective de procédures parallèles. Le Bureau de la concurrence a l’autorité pour intervenir dans les procédures réglementaires où les problèmes de concurrence entrent en jeu. Il a également la possibilité de procéder selon leurs propres procédures, où l’aide est plus complète.
De plus, bien sûr, des parties privées peuvent décider de procéder à des actions civiles en justice reliées à une violation de la Loi sur la concurrence, cherchant autant de l’aide pour dommages que pour des mesures injonctives. Dans certains cas, ces actions peuvent entraîner des recours collectifs. Et ne soyez pas étonné si des avocats bien formés affirment que le devoir de servir ne nécessite pas un contrat de franchise, et qu’une obligation de Common Law, grâce a laquelle le service public jouit d’un pouvoir monopolistique, existe. Ça promet d’être un tableau de règlementation bien garni.
Conclusion
Il est facile d’être critique sur certains aspects de la décision à l’égard du réseau principal. Pour être juste, ce fut une situation de fait difficile. Il y avait de sérieuses conséquences économiques. Elle représentait une pièce majeure dans l’infrastructure nationale qui, lorsqu’elle a été construite, a presque renversé le gouvernement en place. Ce gazoduc a été un instrument économique majeur pour le Canada depuis des décennies.
La solution avancée par plusieurs intervenants, qui consistait à réduire la base de taux, entraînait une multitude de conséquences, et aucune n’était positive. Elle aurait entraîné des litiges pendant une décennie. Le transfert des coûts à d’autres clients et d’autres régions, ce qui avait été proposé par TransCanada, était encore moins intéressant. Il était également évident que les clients de TransCanada avaient substitué des services à court terme à des services de longue distance en raison des prix.
Le niveau de concurrence sur le marché était la raison pour laquelle ces services étaient plus intéressants en termes financiers. Par conséquent, l’Office a décidé de donner à TransCanada les outils pour faire face à cette concurrence et recouvrer un certain manque à gagner qui existe au sein des services de longue distance. Peut-être qu’il n’y a rien de mauvais avec cette analyse. De plus, il pourrait s’agir de la seule option réalisable.
* Gordon E. Kaiser, FCIArb, est un arbitre agrée pratiquant à Jams Resolution Center à Toronto et Washington DC, ainsi qu’aux Energy Arbitration Chambers de Calgary et de Houston. Il est un ancien vice-président de la Commission de l’énergie de l’Ontario. De plus il est un professeur adjoint à l’Osgoode Hall Law School, co- président du forum canadien sur la loi sur l’énergie et rédacteur en chef pour cette publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie.
1 Office national de l’énergie, Re TransCanada Pipelines Limited RH-003-2011 (mars 2013), (Reasons for decision).
2 Power Workers’ Union (Canadian Union of Public Employees, Local 1000) v. Ontario (Energy Board) 2013 ONCA 359.
3 British Columbia Electric Railway Co. V. Public Utilities Commission, [1960] SCR 837 à la p 848.
4 Union Gas Ltd v. Ontario Energy Board, 43 OR (2e) 489, 1 DLR (4e) 698.
5 Supra note 1 a la p 147 (Reasons for decision).
6 Office national de l’énergie, Trans Quebec and Maritimes Pipelines Inc. RH-1-2008 (mars 2009), (Reasons for decision).
7 Market Street R. Co. v. Railroad Commission, 324 US 548 (1945).
8 Telecommunication Workers’ Union v. Canada (Canadian Radio-Television and Telecommunications Commission) (1989), 2 FC 280, (FCA).
9 Office national de l’énergie, Natural Gas Electricity Interface Review EB-2005-0551 (7 novembre 2006), (Decision with reasons).
10 Newfoundland and Labrador Nurses’ Union v. Newfoundland and Labrador (Treasury Board), 2011 SCC 62, [2011] 3 SCR 708; Alberta (Information and Privacy Commissioner) v. Alberta Teachers’ Association, 201 SCC 61, [2011] 3 SCR 654 au para 22.
11 Loi sur la Concurrence, LRC 1985, c C-34