Les versions précédentes de La rétrospective du secteur de l’énergie au Canada portaient sur des décisions majeures ayant eu des répercussions sur l’industrie, mais l’année 2016 n’a rien à leur envier.

L’Alberta et le Québec ont annoncé des changements majeurs à leurs processus règlementaires. L’Ontario se prépare à faire de gros changements, même si rien n’a encore été annoncé.

Les vrais changements au cours de la dernière année ont été faits au niveau fédéral et mettaient en cause les pipelines. L’élection d’un nouveau premier ministre du Canada et d’un nouveau président des États-Unis a provoqué ces changements. Des décisions majeures ont été prises en ce qui a trait au développement de pipelines après des années de délai. Le projet Keystone XL a été réactivé quelques jours seulement après l’entrée du nouveau président à la Maison-Blanche.

Au cours de la dernière année, l’industrie a subi une consolidation d’envergure sur trois niveaux : distribution du gaz, distribution de l’électricité et pipelines. Le présent rapport fait état de ces consolidations.

Sans aucun doute, le secteur subit une évolution rapide. Certains changements sont motivés par la nouvelle technologie pour offrir aux consommateurs le plus d’options. À la recherche d’une réduction du coût de l’électricité, un grand nombre d’entre eux passent à la production autonome. La possibilité d’une production d’énergie renouvelable à plus faible coût, soutenue par la génération d’électricité au gaz et assistée par le stockage à faible coût demeurent le souhait des autres, motivé en partie par le flux constant de normes plus élevées pour le portefeuille de l’énergie renouvelable par les États et les provinces.

De plus en plus de services publics poursuivent de nouveaux débouchés commerciaux et de nouvelles souches de revenus en raison des consommateurs passant à la génération autonome.

À la fin de l’année, les provinces du Québec et de l’Ontario ont signé entre elles un accord d’échange d’électricité historique. En vertu de cet accord, l’Ontario fera l’achat de 14 TW/h d’électricité auprès d’Hydro-Québec sur une période de sept ans, entre 2017 et 2023.

L’Ontario réduira ses coûts d’électricité de 70 millions de dollars en important 2 TW/h d’électricité chaque année. Le ministre de l’Énergie de l’Ontario a noté que 2 TW/h par année est suffisant pour alimenter la Ville de Kitchener et que cela permettrait de réduire considérablement les émissions de GES. Le ministre de l’Énergie du Québec a fait remarquer qu’il s’agit de l’accord le plus important du genre dans l’histoire du Canada, et le Québec continuera de travailler avec l’Ontario pour explorer des occasions de faire ensemble la promotion de l’énergie renouvelable propre.

Fini les retards avec les pipelines

Après des années de retards et de reculs, différents projets de pipeline d’envergure vont de l’avant.

Le programme de remplacement de la Ligne 3 d’Enbridge a été approuvé le 29 novembre 2016. Le projet se traduira par une capacité additionnelle de 370 000 barils par jour. Le coût total du projet est évalué à 7,5 milliards de dollars, et la date d’entrée en service cible est 2019.

Le projet d’agrandissement du réseau Trans Mountain de 6,8 milliards de dollars a été approuvé le 29 novembre. Cela permettra d’atteindre une capacité de 590 000 barils par jour, car le projet double la capacité de transport de pétrole du pipeline existant vers un terminal d’expédition à Burnaby.

Il existe toutefois quelques nouvelles négatives. Le gouvernement fédéral a décidé de laisser tomber le projet Northern Gateway suite à la suspension de l’approbation de l’ONE par une décision de la Cour fédérale sur les réclamations autochtones. Et le projet Énergie Est a été forcé de recommencer du début après que les membres du comité d’examen aient décidé de remettre leur démission à la suite d’affirmations de possible partialité.

Un nouveau comité affecté au projet Énergie Est avait annulé toutes les décisions du comité précédent, ce qui a eu pour résultat de recommencer le processus de demande pratiquement du début, quoique les demandeurs n’aient pas eu à refaire une autre demande. Énergie Est est un pipeline de 4 500 km conçu pour transporter 1,1 million de barils par jour de l’Alberta à la Saskatchewan jusqu’aux raffineries de l’Est du Canada et dans un terminal marin au Nouveau-Brunswick. Le réseau principal Est, qui fait partie de la proposition, comprend la construction d’un nouveau pipeline de 278 km qui part de Markham et se termine à Brouseville, en Ontario.

Dans certains cercles, les bonnes nouvelles concernent le projet Keystone XL de TransCanada. Le président Barack Obama l’avait rejeté en 2015, mais il a été remis sur les rails par le président Donald J. Trump dans les jours suivant son entrée à la Maison-Blanche. Le projet de 5,3 milliards de dollars assurera le transport de 830 000 barils par jour de l’Alberta en passant par le Dakota du Nord jusqu’au golfe du Mexique, aux États-Unis, sur une ligne de 1 900 kilomètres. Le président Trump a signé le décret-loi le 24 janvier 2017. TransCanada a présenté une demande deux jours plus tard.

Marchés en changement

En 2015, pratiquement toutes les exportations de pétrole brut et de gaz naturel du Canada étaient vendues à un seul client : les États-Unis. C’est en train de changer. La technologie d’extraction du gaz et du pétrole des formations de schiste continue de s’améliorer. Entre 2010 et 2015, la production de pétrole brut à partir des régions avec des formations de schiste aux É.-U. a augmenté de 72 %. La production de gaz a augmenté de 28 % durant la même période.

Par conséquent, les exportations canadiennes de gaz naturel vers les É.-U. ont chuté de 23 % entre 2006 et 2015. Pour empirer les choses, le 18 décembre 2015, les É.-U. ont retiré leur interdiction d’exportation de pétrole pendant 40 ans, de sorte qu’ils exportent maintenant des quantités croissantes de gaz naturel vers le centre du Canada. En fin de compte, le plus grand client du Canada et devenu son plus grand concurrent.

Ce changement souligne l’importance de la récente approbation de l’agrandissement du réseau Trans Mountain. De nouveaux marchés, comme la Chine et l’Inde, sont devenus très importants. Pour servir ces marchés, le gaz de l’Ouest canadien doit avoir un plus grand accès à la mer et aux rives du Pacifique. Une fois l’agrandissement du réseau Trans Mountain achevé, le nombre de citernes quittant le terminal de Trans Mountain à Burnaby augmentera de 300 %.

Nouvelle vague de consolidation

En 2016, le Canada a connu une consolidation majeure dans le secteur de l’énergie.

Le 18 décembre, l’ONE a rendu sa décision d’approuver la consolidation d’Enersource Hydro Mississauga, Horizon Utilities Corporation et PowerStream, les trois plus grandes entreprises de distribution d’électricité. Les trois entreprises ont également convenu de faire l’achat et d’intégrer Hydro One Brampton Networks, détenue par la province de l’Ontario. La nouvelle société, maintenant appelée Alectra, est la plus grande société de distribution locale détenue par une municipalité en Ontario, et la deuxième plus grande en Amérique du Nord, après le Los Angeles Department of Water and Power, en Californie. La nouvelle société desservira pratiquement un million de clients, avec une base de tarification totale de 2,5 milliards de dollars.

L’achat d’Hydro One Brampton au prix de 607 millions de dollars est la plus grande acquisition de distribution d’électricité en Ontario à ce jour. Le gouvernement de l’Ontario a longtemps favorisé une consolidation et le nombre de distributeurs d’électricité dans la province a graduellement diminué, passant de 300 il y a quelques décennies, à seulement 70 aujourd’hui. Tout cela s’est fait au nom de l’efficacité. Seul le temps nous dira si c’est vrai, mais des indications préliminaires montrent que le coût de la main-d’œuvre par rapport au MW de distribution sera beaucoup moins important à l’avenir.

Les consolidations ne se sont pas limitées au segment de l’électricité. Le 6 septembre, Enbridge et Spectra Energy Corp., les sociétés parentes d’Enbridge Gas Distribution et d’Union respectivement, ont annoncé la fusion des deux sociétés. La nouvelle société Enbridge aura une valeur commerciale de 127 milliards de dollars. La fusion n’avait pas à faire l’objet d’une approbation de l’ONE, car les sociétés parentes ne relèvent pas de l’Office. L’entente a été présentée comme une fusion de sociétés de pipeline, chacune d’elles étant propriétaire d’un service public de gaz en Ontario. Par conséquent, il est difficile de déterminer dans quelle mesure les clients du service de gaz seront touchés, l’hypothèse voulant que des économies soient réalisées au niveau de la livraison avec un seul propriétaire. Ensemble, les deux services publics de gaz ont des revenus totaux supérieurs à 31 milliards de dollars.

Il est raisonnable de croire que les fusions de pipelines sont motivées par les mêmes facteurs que pour le marché de l’électricité, soit la recherche d’économies plus importantes.

Et bien que l’entente Enbridge – Spectra était la plus importante, il ne s’agissait pas de la seule entente de pipeline d’envergure. En juillet, TransCanada a conclu l’acquisition du groupe Columbia Pipeline Group pour un prix d’achat groupé de 13 milliards de dollars, comprenant une dette hypothétique de quelque 2,8 milliards de dollars.

Ces deux ententes avaient un profil d’envergure. Mais elles n’étaient pas les seules. De plus en plus de joueurs du secteur des services sont très actifs dans l’acquisition de biens au sud de la frontière. Fortis Group, le groupe AltaGas et EMERA sont tous sur la voie de l’acquisition, leur croissance en faisant des joueurs importants sur le continent. Ces joueurs sont tous des entreprises intégrées installées au Canada (gaz et électricité), et cela s’est fait rapidement.

Tout cela peut refléter la nouvelle maxime voulant qu’il soit moins cher d’acheter que de construire, plus d’occasions d’acheter se présentant clairement au sud de la frontière.

Les énergies renouvelables poursuivent leur croissance

Les énergies renouvelables continuent de croître, tant au Canada qu’aux États-Unis. L’énergie renouvelable représentait 17 % de l’électricité aux É.-U. dans la première moitié de 2016, une hausse de 14 % pour tout 2015. Les chiffres canadiens étaient légèrement inférieurs (à l’exception de l’hydro-électricité).

Encore plus important, les normes relatives au portefeuille d’énergie renouvelable continuent d’augmenter. En avril, le gouvernement du Québec a annoncé sa Politique énergétique 2030¹, laquelle comprend une nouvelle norme relative au portefeuille d’énergie renouvelable. Le gouvernement du Québec veut maintenant que l’énergie renouvelable représente 61 % des besoins de la province d’ici 2030. Actuellement, elle représente environ 47 %.

En novembre, l’Alberta a fait de même en présentant sa loi sur l’électricité renouvelable, la Renewable Electricity Act², laquelle établit un objectif de produire 30 % de l’électricité en Alberta à partir de sources d’énergie renouvelable d’ici 2030.

La Californie a mis en place la norme relative au portefeuille d’énergie renouvelable la plus stricte. L’État exige que chaque société qui vend de l’électricité à des utilisateurs finaux provienne à teneur de 33 % de sources renouvelables d’ici 2020 et de 50 % d’ici 2030.

En août, la New York Public Service Commission a adopté la norme d’énergie propre, laquelle exige que 50 % de l’électricité de New York provienne de sources renouvelables d’ici 2030. L’Oregon dispose dorénavant d’une norme relative au portefeuille d’énergie renouvelable de 50 % d’ici 2040. Celle du Colorado est de 30 % d’ici 2020, et celle du Nevada, de 25 % d’ici 2025. La norme du Nouveau-Mexique est de 20 % d’ici 2020.

Bien que les décideurs demeurent très enthousiastes dans ces compétences et dans d’autres devant les programmes d’énergie renouvelable, la réaction du public aux coûts que ces programmes représentent pour les services énergétiques est beaucoup moins encourageante.

Marchés de capacité

La décision de deux provinces, l’Alberta et l’Ontario, de changer la manière de fonctionner des marchés énergétiques représente le changement le plus significatif des marchés énergétiques canadiens. Les deux provinces ont décidé de passer à un marché que l’on nomme « marché de capacité ». Par contre, les deux l’ont fait sur des bases différentes.

Dans le cas de l’Alberta, la province avait décidé d’abandonner le charbon et de passer à l’énergie renouvelable. Il était difficile de savoir si l’Alberta allait attirer les investissements nécessaires en vertu des ententes actuelles portant uniquement sur l’énergie.

L’Alberta divisera son marché de l’électricité en deux : un marché au sein duquel les producteurs sont en concurrence pour vendre de l’électricité et un autre dans lequel ils sont en concurrence pour les paiements de façon à conserver la disponibilité de capacité. Par conséquent, les producteurs auront accès à deux sources de revenus : une provenant de la vente de capacité et une autre, de la vente d’énergie.

Du côté de l’Ontario, l’objectif est de renouveler le marché et de mettre en place un nouveau régime qui se base sur des appels d’offres plus concurrentielles que les ententes d’achat d’électricité à long terme conclues par les gouvernements. L’Ontario croit que le nouveau régime mènera à un meilleur contrôle des coûts et à une innovation accrue. L’Ontario se fondera de plus en plus sur les appels d’offres à mesure que les contrats arrivent à terme.

En novembre, le gouvernement de l’Alberta a adopté sa loi sur l’électricité renouvelable, la Renewable Electricity Act, laquelle établit un objectif de produire 30 % du total de l’électricité de la province à partir de sources d’énergie renouvelable d’ici 2030. Le gouvernement compte ajouter une capacité d’énergie renouvelable de 5 000 MW dans le cadre de son programme d’énergie renouvelable (PER), un processus concurrentiel administré par l’AESO, dont la première capacité d’énergie renouvelable de 400 MW est acquise dans le cadre d’une demande de proposition (DP) en 2017. Des contrats seront conclus pour les tranches subséquentes à mesure que se retirent les centrales au charbon.

En novembre, le gouvernement de l’Alberta a également annoncé qu’il avait conclu un accord avec Capital Power, TransAlta Corporation et ATCO pour les compenser en raison de la retraite précoce de leurs centrales. Le coût total était de 1,36 milliard de dollars divisé en paiements annuels de 97 millions de dollars par année de 2017 à 2030. Ces paiements représentaient la compensation pour avoir mis hors service de façon précoce six des 18 centrales au charbon qui devaient être en exploitation au-delà de 2030. La fermeture ou la conversion au gaz naturel des 12 centrales restantes de l’Alberta est prévue avant 2030.

Le marché de la capacité existe aussi aux États-Unis. Il ne s’agit pas de systèmes simples à administrer. Beaucoup d’efforts seront requis en Alberta et en Ontario pour faire la transition dans ces nouveaux modèles de marché. Mais les intervenants conviennent généralement que cela se traduira par des économies accrues.

Stockage et production intégrée

La production accrue à partir de sources renouvelables a mené à une avancée rapide de la technologie de stockage abordable, tant à l’échelle du client que du service public. La plus grande installation de stockage à ce jour est en cours d’installation à San Diego.

Il y a actuellement 2 000 MW d’énergie solaire intégrée au sein des sociétés de distribution locale en Ontario, et ce nombre augmente chaque jour. En 2016, les services publics de l’Ontario ont découvert dans quelle mesure la production locale et le stockage sont efficaces. Encore plus important, ils ont découvert la manière dont ils peuvent participer à ce nouveau marché.

Prenons par exemple le projet POWER.HOUSE de PowerStream. Dans le cadre de ce projet, PowerStream a développé 20 systèmes solaires et de stockage résidentiels que la société commande à partir de ses installations au moyen de logiciels intelligents pour créer une installation unique pouvant répondre aux besoins de système. Thunder Bay Hydro a délivré une licence pour ce système. Non loin de PowerStream, Veridian a déployé un réseau résidentiel en partenariat avec des constructeurs de maisons. Ce système sera géré et exploité grâce aux commandes de système de Veridian.

En fin de compte, un distributeur d’électricité ne s’inquiète pas si un client produit de l’électricité. Il ne fait que passer les coûts de production, peu importe la situation. Que la production provienne d’un producteur en monopole éloigné ou d’un producteur local n’a pas d’importance. Ce qui compte, c’est que le distributeur conserve une partie du flux de revenus de la distribution. Les distributeurs de l’Ontario trouvent de plus en plus de manières d’y arriver.

Aux États-Unis, les distributeurs ont commencé depuis quelque temps à vendre et à louer des panneaux solaires. Or, le regroupement de ces panneaux solaires ainsi que leur entretien et leur connexion représentent une bonne affaire, même s’ils sont installés sur la propriété d’un client. Le terme « centrale solaire communautaire » est maintenant très populaire.

Tout cela obligera le Canada et les États-Unis à mettre en œuvre d’autres règlements. La FERC à Washington a pris les devants lorsqu’elle a émis un avis d’ébauche de règles pour réduire les obstacles au stockage d’énergie et aux ressources énergétiques distribuées (RED). La FERC a ordonné aux six exploitants de systèmes régionaux aux É.-U. de préparer des rapports sur leur progrès par rapport aux règles de stockage et les regroupements de RED dans leurs marchés respectifs. Les organismes de règlementation canadiens risquent de prendre des mesures similaires.

Nouveau régime règlementaire au Québec

En avril 2016, le gouvernement du Québec a publié L’énergie des Québécois, Source de croissance – La politique énergétique 2030 (la politique). Grâce à cette politique, le gouvernement cherche à favoriser l’économie à faible émission, à développer de façon optimale ses ressources énergétiques, à favoriser une consommation responsable, à tirer profit du potentiel d’efficacité énergétique et à promouvoir la chaîne d’innovation technique et sociale. La politique vise à mettre en place une vision unifiée pour faire du Québec un leader en Amérique du Nord, d’ici 2030, dans les créneaux de l’énergie renouvelable et de l’efficacité énergétique et, par conséquent, à bâtir une nouvelle économie à faible émission forte.

Le gouvernement a mis en place des cibles ambitieuses et difficiles : Améliorer l’efficacité énergétique de 15 %, réduire de 40 % les produits du pétrole consommés, éliminer l’utilisation du charbon pour le chauffage, augmenter de 25 % la production à partir d’énergie renouvelable et augmenter de 50 % la production à partir de sources bioénergétiques.

Pour ce faire, la politique prévoit quatre principaux piliers stratégiques qui guideront la transition énergétique du Québec au cours des 15 prochaines années :

• assurer une gouvernance intégrée de la transition énergétique;
• promouvoir la transition vers une économie à faible émission;
• offrir aux consommateurs un approvisionnement énergétique diversifié et renouvelé;
• définir une nouvelle méthode face aux énergies fossiles.

L’Alberta réforme le marché de l’électricité

Le gouvernement de l’Alberta a annoncé des réformes ambitieuses et élargies du marché de l’électricité. Bien que la vision du gouvernement pour le marché de l’électricité ne soit pas présentée dans un ensemble cohérent, différentes approches en matière de politique ont été annoncées depuis l’élection en mai 2015 du Nouveau parti démocratique de l’Alberta avec un gouvernement majoritaire.

Au début de son mandat, et avant la conférence de Paris sur les changements climatiques à la fin de 2015, le gouvernement a annoncé son Climate Leadership Plan³, un plan sur le climat audacieux basé sur des recommandations formulées par le comité consultatif sur les changements climatiques mis en place par le gouvernement, et présidé par Andrew Leach de l’Université de l’Alberta.

Le Climate Leadership Plan comprend :

• une taxe sur le carbone à l’échelle de l’économie;
• le retrait progressif de la production d’électricité au charbon d’ici 2030;
• des subventions pour des projets d’énergie renouvelable;
• un plafond des émissions des sables bitumineux au Canada de 100 mégatonnes par année;
• la réduction des émissions de méthane de 45 % d’ici 2025.

Le gouvernement a également annoncé l’introduction d’un marché de capacité. La politique relative au marché de capacité a été justifiée sur la base du caractère adéquat de la ressource. À cet égard, une intervention politique est requise pour veiller à ce qu’une capacité fiable soit disponible pour combler la demande future compte tenu de la nature changeante du marché de l’Alberta. Le marché actuel fondé uniquement sur l’énergie n’était pas vu comme pouvant fournir l’investissement nécessaire étant donné le retrait précoce de centrales alimentées au charbon et l’introduction d’une capacité d’énergie renouvelable importante pour les remplacer. La nature intermittente de la capacité éolienne fait également en sorte qu’un investissement important dans les ressources alternatives est nécessaire lorsque le vent est faible, probablement des ressources alimentées au gaz.

L’ISO de l’Alberta a annoncé que la perspective de la sécurité de l’approvisionnement demeure bonne jusqu’en 2020. Toutefois, l’incertitude quant au moment du retrait des centrales au charbon et d’autres questions ont soulevé encore plus d’incertitudes sur la possibilité que l’approvisionnement puisse diminuer plus rapidement.

Le gouvernement a également annoncé son intention d’instaurer un plafond à l’option de tarif régulé (OTR) pour les consommateurs de l’Alberta. L’OTR est le tarif d’électricité par défaut établi par l’administration pour les consommateurs qui n’ont pas conclu de contrat concurrentiel avec un détaillant. L’OTR a été plafonné à 6,8 cents/kWh pour une période de quatre ans, commençant en juin 2017. La justification politique pour appuyer le plafond de l’OTR est la volatilité du prix historique. Le gouvernement mettra en place un filet de sécurité au plafond en se tournant vers les contribuables ou en tirant des revenus de la taxe sur le carbone pour couvrir les coûts du fournisseur de l’OTR dépassant 6,8 cents.

Les autres annonces et mesures en matière de politique comprennent un plan, qui reste à déterminer, pour compenser les collectivités touchées par la mise hors service forcée des centrales alimentées au charbon, l’établissement d’un bureau autonome pour faire la promotion de l’efficacité énergétique avec une mise de fonds initiale de 700 millions de dollars, et l’établissement de meilleures ententes de transition pour les investissements dans l’énergie renouvelable existants afin d’assurer l’équité et la stabilité à la lumière des subventions fournies aux nouveaux investissements dans l’énergie renouvelable que demande l’alimentation propre.

Pour terminer, le gouvernement a lancé une poursuite pour déclarer nul un changement de clause de compétence dans les ententes d’achat d’électricité (EAE). Tel qu’indiqué ci-dessus, le gouvernement est parvenu à s’entendre à la fin de 2016 avec trois des acheteurs des EAE; toutefois, Enmax demeure un défendeur et un jugement du tribunal est attendu en 2017.

Note finale

L’année a été très chargée. Et elle s’est terminée sur une note de changement important du marché nord-américain, avec l’élection de Donald Trump. L’alignement par rapport au changement climatique sur le continent des gouvernements Obama-Trudeau doit être remplacé par quelque chose de nouveau, au moins du côté des États-Unis. Par conséquent, nous pouvons nous attendre à des changements importants en matière de taxation et de règlementation s’il faut en croire le Congrès républicain et la nouvelle administration. Tout cela aura des répercussions sur la scène énergétique nationale canadienne, comme c’est toujours le cas lorsque notre plus grand partenaire commercial prend des mesures. La prochaine année ne sera pas de tout repos pour le secteur énergétique règlementé du Canada.

1.   Gouvernement du Québec, Politique énergétique 2030 : L’énergie des Québecois-Source de croissance, Québec, Gouvernement du Québec, 2016, en ligne : <http://politiqueenergetique.gouv.qc.cawp-content/uploads/politique-energetique-2030.pdf>.
2.   Renewable Electricity Act, SA 2016, c R-16.5.
3.   Gouvernement de l’Alberta, Climate Leadership Plan, Edmonton, 22 novembre 2015, en ligne : <http://www.alberta.ca/climate-leadership-plan.cfm>.