Rétrospective 2017 : Le secteur de l’énergie au Canada

Chaque année, lorsque nous rédigeons la rétrospective, nous sommes étonnés de la mesure dans laquelle le secteur est devenu complexe, pour constater en fin de compte que l’année suivante supplante l’année précédente. Cette année, le sud de la frontière nous a aidé puisque le nouveau président a apporté un changement radical, notamment un programme énergétique. Mais, il s’est avéré que les Américains disposent d’un système incroyable de contrôle. Aucune des menaces ne s’est concrétisée, mais l’année ne fait que commencer.

En fin de compte, au pays, les choses ne sont pas aussi banales qu’on le croit. L’Ontario a pris le taureau par les cornes et a réduit le prix de l’électricité de 25 %, plaçant une dette contractée sur les épaules d’un service public règlementé appartenant à la province pour qu’elle n’apparaisse pas dans les comptes provinciaux.

Le premier titre de la rétrospective de l’année dernière était : « Fini les retards avec les pipelines ». En fin de compte, nous avions tort. Un autre titre était : « Les énergies renouvelables poursuivent leur croissance ». Nous avions raison.

En fait, cette dernière année, la province de l’Alberta a montré comment acheter des énergies renouvelables de manière efficace et rentable. En Ontario, on est sidéré de savoir que le coût de l’énergie éolienne est probablement quatre fois celui du coût en Alberta. Tout un chef de file.

Mais, comme nous l’avons dit, il s’agit de marchés complexes. La rétrospective de cette année décrit la manière dont trois provinces canadiennes peuvent simultanément accumuler des dettes incroyables avec la construction de barrages pour offrir de l’électricité à bon marché à leurs citoyens.

Un autre titre de la rétrospective de l’année dernière, « Stockage et production intégrée », demeure un sujet important. En fait, l’intégration de nouvelles technologies aux marchés énergétiques canadiens représente maintenant l’enjeu le plus important pour les organismes de règlementation du secteur de l’énergie du Canada. Il s’agit d’une efficacité importante dans un monde où les prix sont élevés et où les options s’amenuisent.

Dans ce monde, il n’est pas surprenant qu’une réforme règlementaire soit proclamée de tous bords tant par les organismes de règlementation de l’énergie que par les gouvernements qui les nomment. Il sera intéressant de voir comment les choses évolueront en 2018. L’Office national de l’énergie a été le premier organisme à faire l’objet d’un examen, ce qui a mené à deux nouveaux organismes. L’un est un organisme politique, l’autre est un organisme indépendant chargé de tenir des audiences. Ce fut ensuite au tour de la Commission de l’énergie de l’Ontario. Le Comité d’experts sur la modernisation responsable de l’examen de la CEO n’a pas encore commencé ses travaux. Il rendra compte à la fin de 2018.

Avant de passer à la rétrospective, nous devrions prendre un moment pour examiner le parcours du Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie jusqu’à son cinquième anniversaire et remercier quelques personnes très importantes.

Les cinq premières années ont été intéressantes. Cette revue a été lancée par l’Association canadienne du gaz, et le coût a été élevé. Certains croyaient qu’elle servirait simplement de forme de lobbying pour le secteur gazier. Ça n’a pas été le cas. En fin de compte, elle s’est avérée nettement indépendante.

Certains croyaient que personne ne souhaiterait rédiger d’articles. Ça n’a pas été le cas non plus. Au cours des cinq années, nous sommes devenus dépendants d’un groupe très fiable de collaborateurs. Deux d’entre eux sont toujours présentés dans cette édition annuelle de fin d’année. Il s’agit de David Mullan, professeur émérite à l’Université Queen’s, et de Robert Fleishman, avocat principal chez Morrison & Foerster LLP à Washington.

L’article annuel de Mullan porte sur le gagne-pain des organismes de règlementation de l’énergie — l’évolution du droit administratif. Lorsque cela vient de l’avocat le plus important en droit administratif au pays, nous devrions être particulièrement reconnaissants. Et nous le sommes.

Le rapport annuel La position de Washington de Robert Fleishman offre un éclairage intéressant sur le droit de l’énergie en évolution aux États-Unis. La longue carrière de Bob à titre de rédacteur de l’Energy Law Journal à Washington a fourni de nombreux conseils utiles pour le démarrage au Canada.

Nous remercions tous nos collaborateurs, et nous espérons que vous poursuivrez votre bon travail. Nous remercions également Tim Egan, président de l’Association canadienne du gaz, et Mike Cleland, ancien président de l’Association, qui a eu l’idée au départ. Nous remercions également l’Association canadienne de l’électricité et son président, Anthony Haines, qui s’est joint ultérieurement à cette initiative et y a injecté un peu d’argent. Nous dresserons un bilan lorsque nous franchirons 10 ans.

Enfin, nous tenons à remercier tout particulièrement tous nos stagiaires de la Faculté de droit de l’Université d’Ottawa. La Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie (ERQ) est unique. Il s’agit de la seule revue sur le secteur de l’énergie publiée en français et en anglais. Nos stagiaires doivent donc déployer de grands efforts. Nous vous remercions tous de votre aide au cours des cinq dernières années. Nous avons appris beaucoup plus de vous que vous avez appris de nous.

Retour des retards avec les pipelines

Chaque année, nous commençons la rétrospective avec un examen de la situation en construction de pipelines. Il ne fait aucun doute qu’il s’agit d’une question règlementaire principale dans les marchés de l’énergie au Canada. Il est utile de savoir où ils en sont à la fin de l’année. L’année dernière, nous avons déclaré que les retards avec les pipelines étaient terminés. En fin de compte, nous avions tort.

Les retards avec les pipelines sont revenus en force. En fait, nous pourrions soutenir que le problème n’a jamais été aussi grave. On frise la crise constitutionnelle.

Le coût de ces retards demeure réel. En 2014, nous avons cité le défunt premier ministre de l’Alberta, Jim Prentice, qui expliquait que le manque d’accès aux pipelines coûte 6 milliards de dollars par année aux gouvernements fédéral et de l’Alberta. Cette année, l’Institut C.D. Howe a renchéri et estime que l’engorgement pipelinier enlève cinq dollars des profits de chaque baril de pétrole produit dans l’Ouest canadien. Frank McKenna, président suppléant de la Banque Toronto-Dominion s’est récemment prononcé dans le débat. Il a expliqué que l’écart entre les prix de référence américains et le prix du pétrole brut lourd Western Canadian Select est maintenant de 11 $ le baril, une baisse comparativement au prix de 40 $ le baril en décembre 2013, mais le coût demeure important. Selon M. McKenna, cet écart de prix a coûté au Canada 117 milliards de dollars au cours des sept dernières années.

Au bout du compte, il s’agit d’un triste constat sur le processus règlementaire canadien. Certains avancent l’absence d’une initiative fédérale pour l’établissement de directives claires pour les projets nationaux traversant les frontières provinciales.

Nous pouvons commencer avec la plus grande tragédie — l’oléoduc Énergie Est de TransCanada. Il s’agit d’un exemple frappant de mauvaise gestion règlementaire. TransCanada a d’abord annoncé, en avril 2013, le projet de 15,7 milliards de dollars pour construire un oléoduc de 4 500 km de l’Alberta jusqu’à la côte Est. Le concept s’appuyait sur le fait que les raffineries de la côte Est du Canada dépendant des importations pour 80 % de leurs besoins. Le pétrole brut de l’Alberta pourrait remplacer le pétrole brut étranger — une idée intéressante.

Le premier revers important a été observé en août 2016 lorsque l’ONE a suspendu les audiences jusqu’à ce que l’Office statue sur les requêtes exigeant que trois membres du comité démissionnent en raison de leur partialité parce qu’ils avaient rencontré l’ancien premier ministre du Québec. En septembre, l’ONE a remplacé les trois membres du comité par un nouveau comité qui a rejeté toutes les décisions du comité précédent, dont toutes les étapes du processus d’audience et les échéances associées.

Puis, en août 2017, l’ONE a rendu une décision indiquant qu’il prévoirait une vaste discussion sur les émissions de gaz à effet de serre dans le cadre des nouvelles audiences, dont une décision qu’il tiendrait compte, pour la première fois, de l’incidence sur l’intérêt public des émissions de carbone en amont et en aval provenant d’une production et d’une consommation accrues de pétrole découlant du projet. C’était suffisant pour TransCanada. En octobre 2017, l’entreprise a annoncé qu’elle n’allait plus de l’avant.

Avant de poursuivre avec d’autres mauvaises nouvelles, voici une bonne nouvelle pour TransCanada. Comme on l’a déclaré l’année dernière, le président Trump avait approuvé le pipeline Keystone XL après que le président Obama l’ait rejeté, ce qui a entraîné des revendications de tous genres au titre de l’ALENA et des contestations constitutionnelles. Mais, elles ont été abandonnées lorsque le président Trump est entré en scène.

Alors que l’année 2017 tirait à sa fin, de bonnes nouvelles sont arrivées de Calgary. TransCanada a obtenu un engagement de 500 000 barils par jour pendant 20 ans après avoir procédé à un appel de soumissions bloquant environ 60 % de la capacité de 830 000 barils par jour. Le PDG de TransCanada, Russ Girling, a remercié le président Donald Trump de son appui continu à l’égard du projet ainsi que pour les démarches d’autres commanditaire américains, et le gouvernement de l’Alberta. Ce dernier est entré en scène pour fournir 50 000 barils par jour au projet à partir des redevances qu’il reçoit sous forme de barils de pétrole. Le porte-parole de la première ministre a affirmé que « c’est bon pour le projet, c’est bon pour le secteur et c’est bon pour notre différentiel ».

L’année dernière, il semblait que le projet de pipeline TransMountain de la société Kinder Morgan allait de l’avant. Le 16 décembre 2013, la société Kinder Morgan avait déposé sa demande d’autorisation du projet de 5,4 milliards de dollars doublant le pipeline existant entre Edmonton, en Alberta, et Burnaby, en Colombie-Britannique. Le projet visait à accroître la capacité de 300 000 barils par jour à 890 000 barils par jour. Le terminal marin Westridge serait agrandi afin d’accroître de 5 à 34 par mois le nombre de navires-citernes fréquentant Burrard Inlet. Il ne s’agissait pas d’une petite augmentation de la capacité.

Pendant un certain temps, la société Kinder Morgan s’était heurtée à une vive opposition du maire de Burnaby et de ses alliés, mais avait généralement obtenu l’appui de l’ONE et des tribunaux. Cependant, on a observé un changement des évènements en 2017. Un nouveau gouvernement a été élu en Colombie-Britannique, et le nouveau ministre de l’Environnement a annoncé que les dirigeants de la province examinaient l’élaboration de nouveaux règlements qui empêcheraient probablement les entreprises d’expédier le bitume. Les dirigeants de la province ont expliqué que des nouveaux règlements étaient nécessaires pour qu’on ait le temps d’entreprendre des études et d’instaurer des normes appropriées pour tous les plans d’intervention en cas de déversement.

Il en a résulté une guerre ouverte entre l’Alberta et la Colombie-Britannique, où les dirigeants de l’Alberta ont affirmé qu’ils n’importeraient plus de vins de la Colombie-Britannique ou n’achèteraient plus d’électricité du site C (barrage) de la Colombie-Britannique. Leurs homologues de la Colombie-Britannique ont répondu en expliquant qu’ils expédieraient leurs vins en Asie, là où l’Alberta veut envoyer son pétrole brut.

Le premier ministre du Canada est intervenu en disant que le pipeline serait construit. Le premier ministre a tenté de rassurer les Britanno-Colombiens en expliquant que le pipeline de la société Kinder Morgan ne représente pas un danger pour la côte de la Colombie-Britannique en raison des milliards de dollars que le gouvernement fédéral a investis dans son Plan de protection des océans. La guerre de mots se poursuivra, mais cette fois, le gouvernement fédéral semble déterminé à règlementer les projets nationaux. À suivre.

Marchés en changement

L’année dernière, nous avons déclaré que le Canada perdrait bientôt son client principal pour les exportations de pétrole brut et de gaz naturel. Ce client, les États-Unis, sera bientôt autosuffisant en énergie compte tenu de l’augmentation importante de la production de gaz et de pétrole des formations de schiste. 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 %, et la production de gaz a augmenté de 28 %.

Cette année, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) prévoit que les importations de pétrole brut des États-Unis atteindront des niveaux presque négligeables d’ici 2040. Actuellement, les États-Unis consomment 99 % des exportations de pétrole brut du Canada, ce qui totalise près de 3,76 millions de barils par jour selon l’AIE. C’est la raison pour laquelle la société Kinder Morgan est si importante. Sans accès à la mer et aux marchés asiatiques, le secteur pétrolier du Canada disparaîtra.

Un autre changement important a une forte incidence sur les marchés énergétiques canadiens. Il s’agit de l’attente qu’une production d’énergie renouvelable remplace largement la production de pétrole brut et de gaz. C’est la raison pour laquelle la Royal Dutch Shell a annoncé en mars 2017 qu’elle vendait la majeure partie de ses actifs en sables bitumineux canadiens pour environ 7,25 milliards de dollars. L’entreprise a conclu que le secteur de l’énergie est en voie de changer de manière radicale, ce qui pourrait transformer l’exploitation des sables bitumineux en passif. Shell a conclu que la demande mondiale de pétrole pourrait atteindre un sommet en dix ans, entraîné par des solutions de remplacement de plus en plus compétitives aux combustibles fossiles, tels que l’énergie solaire et l’énergie éolienne ainsi que les voitures électriques.

Des prix plus bas pour l’énergie et des batteries solaires et éoliennes sont une chose. Mais le plus important, soutient Shell, ce sont les restrictions plus sévères du gouvernement sur les émissions de gaz à effet de serre. Comme nous le mentionnons plus loin dans la présente rétrospective, ces objectifs relatifs à l’énergie renouvelable augmentent dans presque chaque pays du monde. Sauf aux États-Unis. Mais, même là, c’est vraiment seulement à l’échelle fédérale, dans les organismes contrôlés par le président Trump. Ailleurs, en particulier dans les grands États tels que la Californie, les États américains mènent la marche mondiale.

Le développement d’énergie renouvelable se poursuit

Les énergies renouvelables continuent de croître partout en Amérique du Nord. Pour la première fois, les États-Unis tirent 10 % de son énergie de l’énergie renouvelable. En Ontario, la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) estime que le commerce de gros de l’énergie éolienne et solaire combinée fournit près de 7 % des besoins d’approvisionnement de l’Ontario. Les ressources renouvelables représentent maintenant 35 % de la capacité d’énergie des réseaux en Ontario, avec environ 14 000 MW.

Ces tendances se poursuivront pour deux raisons. D’abord, toutes les prévisions indiquent que la chute des prix se poursuivra entre 2015 et 2025. Selon l’Agence internationale pour les énergies renouvelables, le coût de production de l’énergie éolienne terrestre chutera encore de 26 %, mais le coût de production d’énergie éolienne en mer diminuera de 35 %, et les coûts des fermes solaires photovoltaïques baisseront de 57 %.

Parallèlement, on s’attend à ce que les cibles relatives à l’énergie renouvelable augmentent. Certaines sont déjà audacieuses. Les normes d’énergie propre de la Californie et de New York exigent que 50 % de l’électricité de New York provienne de sources renouvelables d’ici 2030. En Alberta, ce pourcentage est de 30 % d’ici 2030, et au Québec, il est de 61 % d’ici 2030.

À la fin de 2017, l’Ontario a discrètement mis fin à son programme de TRG. Ce programme a été lancé en 2006. Plus de 4 200 MW d’énergie éolienne et solaire ont été achetés dans le cadre de marchés de 20 ans au cours de la première ronde du programme, à des prix finalement très élevés. Les prix ont par la suite été réduits, et dans les versions ultérieures du programme de TRG, des marchés de seulement 750 MW ont été attribués.

Les marchés conclus pour l’approvisionnement dans le cadre du programme de TRG de l’Ontario sont passés de 13 MW en mars 2010 à 4 661 MW à la fin de 2017. Des 4 661 MW, un peu plus de 3 000 MW étaient en énergie éolienne, et 1 659 MW étaient en énergie solaire. Le coût des marchés n’est pas accessible.

Aujourd’hui, une production additionnelle n’est guère nécessaire. La consommation d’énergie baisse en Ontario a baissé chaque année, à une exception près, depuis 2008. Elle se situe maintenant aux niveaux de 1997.

Au moment où l’Ontario quittait le marché, l’Alberta est entrée en faisant des vagues. Au moment où l’année tirait à sa fin, les retombées ont découlé du premier appel d’offres concurrentielles de l’Alberta. Cet appel d’offres fait partie de l’initiative du Nouveau parti démocratique de l’Alberta, qui a suivi son élection en mai 2015 dans le cadre du plan de lutte contre les changements climatiques axé sur le leadership. Ce plan comprenait une taxe sur le carbone à l’échelle de l’économie, l’élimination progressive de la production d’électricité thermique au charbon, les sources renouvelables accrues, une efficacité énergétique accrue et une utilisation accrue de ressources énergétiques distribuées.

Toutes les personnes concernées ont été agréablement surprises des résultats de l’appel d’offres. Quatre projets de production d’énergie éolienne ont été choisis, pour un total de 596 MW à des prix variant entre 30,90 $ à 43,30 $ le MWh et à un prix moyen pondéré de 37,00 $ le MWh. Ces prix record étaient si attrayants que l’Alberta Electricity System Operator (AESO) a décidé d’acheter 196 MW additionnels en sus de sa cible de 400 MW. Les soumissionnaires retenus comprenaient Capital Power pour 201 MW, EDP Renewables Canada pour 248 MW et Enel Green Power Canada pour 146 MW.

Le prix réalisé de 31 $ le MWh était bien inférieur au dernier approvisionnement de l’Ontario en mars 2016, qui avait entraîné un prix réalisé de 85 $ le MWh pour 300 MW en énergie éolienne. En fin de compte, l’appel d’offres concurrentielles fonctionne.

Dépassement des coûts de construction

Tout le monde sait que bâtir une infrastructure énergétique au Canada peut être difficile. Récemment, TransCanada a renoncé au projet Énergie Est après des années de retards et d’opposition. Comme nous l’avons mentionné plus haut, la goutte qui a fait déborder le vase a été la décision de l’Office national de l’énergie de tenir compte du coût des émissions de carbone pour autoriser ou non un projet. Un nouveau critère inattendu était trop pour TransCanada.

La décision de TransCanada a été prise seulement quelques jours après la décision de la Cour d’appel fédérale ordonnant au gouvernement fédéral de renégocier les conditions où le pipeline TransMountain traverse une réserve des Premières nations en Colombie-Britannique, ce qui a soulevé de nouvelles questions sur le sort du plan de la société Kinder Morgan Inc. approuvé par le gouvernement fédéral pour l’expansion du pipeline. En fin de compte, les défis en matière de règlementation ne sont pas terminés lorsqu’un permis de construction est accordé. Partout au pays, les projets hydroélectriques de grande envergure sont confrontés à des délais importants et à un dépassement des coûts.

Du côté de l’Atlantique, la Nova Scotia Utility and Review Board (NSUARB) est confrontée aux problèmes de la centrale électrique de Muskrat Falls et des conséquences pour la ligne de transport Maritime Link. Du côté du Pacifique, la British Columbia Utilities Commission (BCUC) est aux prises avec la construction du barrage (site C) par BC Hydro. Au centre du pays, la Commission des services publics du Manitoba est confrontée à un problème similaire d’autorisation de milliards de dollars nécessaires pour terminer la centrale électrique de Keeyask.

Nous pouvons commencer à l’ouest et nous déplacer vers l’est.

Le site C est un projet de plusieurs milliards de dollars visant à construire un barrage hydroélectrique et une centrale électrique sur la rivière de la Paix, près de Nelson, en Colombie-Britannique. Le projet a obtenu les approbations environnementales provinciales et fédérales en octobre 2014, et la construction a commencé à l’été de 2015. Lorsqu’elle sera terminée, l’installation de 8,3 milliards de dollars fournira une capacité maximale d’environ 1 145 MW, soit suffisamment d’énergie pour desservir 450 000 foyers par année.

La situation politique du site C a changé au cours de la campagne électorale provinciale en mai 2017, lorsque le NPD a promis, s’il était élu, de faire examiner le projet du site C par la BC Utilities Commission. Après avoir pris les rênes du gouvernement provincial, le nouveau premier ministre a tenu la promesse du NPD et a pris un décret en conseil demandant que la BC Utilities Commission ouvre une enquête sur certains aspects du projet du site C.

Le 1^er novembre 2017, la BC Utilities Commission a publié son rapport final sur le projet du site C de BC Hydro, à la suite d’une étude de trois mois. Le rapport ne présentait aucune recommandation sur l’exécution du projet, mais on y prévenait que le coût du projet serait plus élevé que prévu. Dans le rapport, on expliquait également que les avantages du projet du site C pourraient être obtenus dans le cadre d’autres projets de production d’énergie renouvelable, à un coût inférieur. Cependant, on expliquait que des coûts importants seraient associés à l’abandon. On a conclu que l’interruption du processus de construction présenterait des coûts importants pour les contribuables en plus d’une incertitude accrue.

Finalement, le gouvernement de la Colombie-Britannique a décidé de procéder à la construction du barrage (site C) en sachant parfaitement que l’exécution du projet coûterait près de 1,7 milliard de dollars de plus que ce qui avait été proposé au départ. Il était également très peu probable qu’on respecte la date d’entrée en service du projet de 2024. Le gouvernement de la Colombie-Britannique prévoit maintenant un coût total de 10 milliards de dollars et la mise de côté de 700 millions de dollars supplémentaires pour couvrir les dépassements de coûts. Dans le rapport, on a conclu que l’annulation du projet entraînerait inévitablement des débours de 4 millions de dollars de la part de BC Hydro ou du ministre des Finances, ce qui, explique-t-on dans le rapport, entraînerait immédiatement une augmentation du tarif de 12 %.

Cela nous amène au Manitoba où la Commission des services publics du Manitoba est aux prises avec le projet Keeyask, une centrale électrique de 695 MW située à 725 km au nord de Winnipeg sur le fleuve Nelson. Le coût du projet avait d’abord été estimé à 6,5 milliards de dollars, et son entrée en service était prévue en novembre 2019. Son coût est maintenant estimé à 8,7 milliards de dollars. Le projet est une coentreprise entre Manitoba Hydro et quatre Premières nations du Manitoba.

Des dépassements de coûts ont été relevés dans le cadre d’un examen indépendant mené par la Commission du Manitoba, qui a suivi une demande de Manitoba Hydro pour une augmentation du tarif de 7,9 %. À l’heure actuelle, le projet se poursuit tel que prévu.

Transportons-nous maintenant à Terre-Neuve-et-Labrador et à la centrale de 824 MW de Muskrat Falls, dont la mise en exploitation est prévue en 2020. Il s’agit de la première phase du projet du cours inférieur du fleuve Churchill au Labrador, qui aura finalement une capacité de 3 000 MW pouvant fournir 16,7 TWh d’électricité par année.

Jusqu’ici, on prévoit un dépassement des coûts de 50 %. Les coûts sont passés de 7,4 milliards de dollars à 12,7 milliards de dollars. On observe également des retards importants dans l’exécution du projet. La construction de la centrale de Muskrat Falls a commencé en 2013, et elle devait durer de 4 à 5 ans. La première production d’énergie du barrage et de la centrale hydroélectrique devrait maintenant être reportée en 2020.

Le projet, d’abord annoncé en novembre 2010, s’appuie sur une entente de 6,2 milliards de dollars entre la société Nalcor Energy, à Terre-Neuve-et-Labrador, et l’entreprise Emera située à Halifax. Conformément à cette entente, la société Nalcor concevra et construira la centrale hydroélectrique à Muskrat Falls et une ligne de transport, appelée Lien Labrador, qui s’étendra de Muskrat Falls jusqu’à la presqu’île Avalon.

Emera construira le raccordement électrique appelé Lien maritime entre Terre-Neuve-et-Labrador et Cap-Breton, et investira dans le Lien Labrador. Emera construira, au coût de 1,2 milliard de dollars, un raccordement électrique sous-marin de 500 MW entre Terre-Neuve-et-Labrador et la Nouvelle-Écosse, qui lui appartiendra. Ce raccordement, appelé Lien maritime, rendra possible l’exportation future d’électricité aux provinces maritimes et aux États-Unis.

Vers la fin de 2017, le premier ministre de Terre-Neuve-et-Labrador, Dwight Ball, a formé un comité d’enquête sur Muskrat Falls, qui devait être dirigée par le juge Richard Leblanc de la Cour suprême. Il examinera les questions entourant l’autorisation du projet, notamment si les prévisions et les hypothèses de la société Nalcor étaient raisonnables. Il examinera également la réalisation du projet par la société Nalcor et la raison pour laquelle la Commission des services publics a été exemptée d’un examen complet. Le comité d’enquête commencera ses travaux en janvier 2018, et il présentera un rapport final le 31 décembre 2019.

La centrale hydroélectrique de Muskrat Falls devrait fonctionner à pleine puissance en 2020. Actuellement, diverses parties critiquent le cadre de référence de la Commission, qu’elles jugent trop restreint. Des propositions sur cette question doivent être présentées le 15 février.

Ces trois projets hydroélectriques ont très peu de choses en commun, sauf une chose — ils sont trop importants pour sombrer.

La règlementation du carbone

À compter de cette année, chaque province canadienne devra instaurer la tarification du carbone — qu’il s’agisse d’une taxe sur le carbone ou d’un système de plafonnement et d’échange. Les provinces qui ne se conforment pas seront assujetties à un filet de sécurité du gouvernement fédéral en matière de taxe sur le carbone. À l’exception de la province de la Saskatchewan, toutes les provinces et tous les territoires du Canada ont déclaré qu’ils instaureraient une certaine forme de tarification du carbone. La Colombie-Britannique et l’Alberta ont instauré des taxes sur le carbone, et l’Ontario et le Québec ont opté pour des systèmes de plafonnement et d’échange avec la Californie, par l’intermédiaire de la Western Climate Initiative (WCI).

Vers la fin de l’année, le gouvernement libéral à Ottawa a présenté un projet de loi sur la taxe sur le carbone, qui décrit le filet de sécurité en matière de tarification du carbone, lequel s’appliquera aux provinces qui ne disposent pas de leur propre imposition ou qui en disposent d’une qui ne respecte pas les normes fédérales. Ottawa fixera l’imposition à 10 $ la tonne cette année, et l’augmentera annuellement par tranche de 10 $ jusqu’à ce qu’elle atteigne 50 $ la tonne en 2022. À ce moment, la taxe haussera les prix du carburant d’environ 0,11 $ le litre.

Les initiatives fédérales arrivent à un moment où les gouvernements en place en Ontario et en Alberta affronteront bientôt des élections, ce qui cause une controverse dans les deux provinces puisque les gouvernements en place s’opposent à des adversaires ayant un point de vue différent sur la tarification du carbone.

La première année de taxation du carbone de l’Ontario a rapporté près de 2 milliards de dollars aux enchères trimestrielles. Le système de l’Ontario, lancé en 2017, vise à réduire les gaz à effet de serre en limitant la quantité de pollution que peuvent émettre les entreprises de certains secteurs. Si elles dépassent ces limites, elles doivent acheter des quotas aux enchères trimestrielles ou auprès d’autres entreprises qui sont arrivées en deçà de leurs limites. La limite diminue de 4 % chaque année, et ce, jusqu’en 2020. Avec la diminution progressive, le gouvernement espère que les entreprises seront davantage incitées à réduire leurs émissions.

Au début de 2018, la province de l’Ontario s’est jointe au marché du carbone du Québec et de la Californie, appelé WCI, ce qui a soulevé une autre préoccupation. On prétend que les recettes découlant de l’enchère seront inférieures parce qu’il en coûtera moins cher aux entreprises de l’Ontario d’acheter des quotas auprès du Québec et de la Californie. Selon le commissaire à l’environnement et le vérificateur général de l’Ontario, les émissions de gaz à effet de serre ne seront donc pas réduites en Ontario.

Ce débat porte notamment sur la question de l’argent que rapporte le programme. Actuellement, le gouvernement de l’Ontario explique qu’il dirige ces recettes vers les projets écologiques, notamment des améliorations de l’efficacité énergétique dans les hôpitaux, des thermostats intelligents pour les propriétaires et des pistes cyclables pour réduire encore plus les émissions de gaz à effet de serre. Les deux partis d’opposition en Ontario remettent cela en question; ils soutiennent que l’argent n’est pas utilisé à cette fin.

Le prix du carbone aux enchères de 2017 en Ontario était d’environ 18 $ la tonne. D’ici 2022, le gouvernement s’attend à ce qu’il atteigne près de 20 $, bien que certains croient qu’il pourrait être plus élevé. Avec la taxe sur le carbone du gouvernement fédéral, le prix serait de 50 $ la tonne d’ici 2022.

En 2007, l’Alberta a introduit une règlementation sur les émissions de carbone, qui fixe des limites sur les gaz à effet de serre pour les installations industrielles. En vertu de cette règlementation, on perçoit 15 $ par tonne de dioxyde de carbone pour les émissions dépassant la limite. En novembre 2015, le nouveau gouvernement néo-démocrate en Alberta a instauré une taxe ciblée agressive de 20 $ la tonne en 2017, atteignant 30 $ la tonne en 2018.

En 2008, la Colombie-Britannique a instauré la première taxe élargie sur le carbone en Amérique du Nord. La taxe était d’abord fixée à 10 $ la tonne, et elle a atteint 30 $, où elle demeure depuis 2012. L’argent récolté par le gouvernement provincial a été utilisé pour réduire d’autres taxes. Ainsi, on dit que les taxes n’ont aucune incidence sur les recettes. Le gouvernement néo-démocrate récemment assermenté en Colombie-Britannique a présenté son premier budget provincial en septembre 2017, et il a annoncé de nouvelles modifications à la taxe sur le carbone de la Colombie-Britainnique. À compter du 1er avril 2018, la taxe sur le carbone augmentera de 5 $ la tonne jusqu’à ce qu’elle atteigne la taxe fédérale ciblée sur le carbone de 50 $ le 1er avril 2021, un an avant l’échéance de 2022 d’Ottawa. La taxe sur le carbone de la Colombie-Britannique est actuellement fixée à 30 $ la tonne.

Québec a lancé un programme de plafonnement et d’échange en 2013 et s’est joint à la Californie dans un marché du carbone, qui permet au secteur au Québec et en Californie d’acheter et de vendre des quotas d’émissions délivrés par la province ou l’État. Le prix minimum de ces quotas en 2017 était de 13,56 $ la tonne, et il augmente chaque année. Le gouvernement de l’Ontario s’est joint au marché du carbone entre le Québec et la Californie au début de 2018.

Production locale et stockage

Ce sujet a été présenté dans la rétrospective de l’année dernière. Il serait peut-être utile de faire le point.

Une mise en contexte pourrait également être utile. La production intégrée peut signifier la production appartenant aux clients, la production appartenant au service public ou la production par un tiers. Le critère important est qu’il s’agit de production locale. Il s’agit d’une production située près du consommateur, ce qui signifie des économies de coûts non seulement pour le consommateur, mais également pour les distributeurs et les transporteurs. C’est la raison pour laquelle la production locale est favorisée dans bon nombre de provinces et territoires.

On peut avoir recours à différentes technologies dans la production locale. C’est l’énergie solaire qui a ouvert le bal. Ce fut ensuite la cogénération de chaleur et d’électricité (CCE). Maintenant, l’attention est surtout tournée vers le stockage. Beaucoup croient que le stockage est la solution miracle. L’émission de carbone est faible, les prix sont de plus en plus attirants, la polyvalence est remarquable, et elle peut être installée presque n’importe où. En outre, elle présente de faibles coûts énergétiques en dehors des heures de pointe.

Une chose comprise de tous les organismes de règlementation de l’énergie est que le coût des systèmes d’électricité est guidé par les coûts en période de pointe. Nous construisons des systèmes utilisés seulement 10 % du temps ou moins. La solution à cela est le stockage. C’est la raison pour laquelle, partout en Amérique du Nord, on se préoccupe de savoir comment obtenir plus de stockage. Quels sont les obstacles à l’entrée? Qui devrait le fournir, et de quelle manière devrions-nous fixer le prix?

La production locale progresse à grande vitesse. La Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) de l’Ontario a déclaré qu’à la fin de 2017, la production intégrée représentait 3 800 MW dans les réseaux de distribution locale en Ontario. Il s’agit d’une hausse de 25 % par rapport à l’année précédente. C’est beaucoup.

Dans une certaine mesure, cette croissance rapide a été stimulée par les subventions de la SIERE, en particulier les programmes d’économies d’énergie (Save on Energy) et d’accélérateur industriel (Industrial Accelerator), qui offraient des subventions importantes à ceux qui installaient une production locale. Il s’agissait souvent de la CCE. Selon la SIERE, 69 installations de cogénération sont mises en place en Ontario, avec une capacité totale de 131 MW. Le total des subventions versées par la SIERE a été de 121 millions de dollars. Un marché est conclu pour 36 autres systèmes, avec une capacité estimée à 46 MW. Les subventions versées seront d’environ 42 millions de dollars.

En Ontario, les clients industriels ont une autre motivation pour mettre en place des installations de cogénération. Ils peuvent réduire leur exposition aux factures de rajustement mondial. Ils peuvent réduire leur facture d’électricité de plus de 50 %. Les services publics de l’Ontario ont également un incitatif pour mettre en place des installations de cogénération. Ces installations de cogénération aident les services publics de l’Ontario à respecter les engagements à l’égard de la conservation et de la gestion de la demande (CGD) de la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO), mais la CCE ne sera plus admissible aux mesures incitatives après le 1er juillet 2018. La production locale peut réduire grandement les coûts d’un service public en ce qui concerne l’investissement en capital différé. Les organismes de règlementation de l’énergie aiment la production locale pour la même raison. Le report des dépenses en capital peut réduire les tarifs.

L’année dernière, nous rapportions que la FERC à Washington avait 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 à six exploitants de systèmes régionaux aux É.-U. de préparer des rapports sur leur progrès à l’égard de l’aménagement de sites de stockage. Presque que tous les États américains disposent maintenant d’un programme favorisant l’aménagement de sites de stockage de l’énergie. L’État le plus ambitieux est sans aucun doute la Californie.

Au Canada, la SIERE de l’Ontario prend les devants en appuyant plus de 10 projets. Le service public de l’Ontario en tête est Toronto Hydro avec 7 projets dont la construction est presque terminée ou qui sont déjà en service. Toronto Hydro construit actuellement un accumulateur de 10 MW afin de fournir une alimentation de secours au train léger sur rail Eglinton de Metrolink, qui entrera en service en 2021. Toronto Hydro travaille également avec Hydrostor pour mettre à l’essai le premier système sous-marin de stockage d’énergie dans de l’air comprimé au monde, dans le lac Ontario, près de l’île de Toronto.

Toronto Hydro travaille avec l’Université Ryerson et la SIERE afin d’élaborer des systèmes normalisés de stockage d’énergie sur poteau pour des utilisations dans les quartiers. Ce système de stockage d’énergie est unique parce qu’il n’a pas d’empreinte. Il est raccordé aux poteaux de service existants. Si ce système est mis en place, il pourrait être une solution aux recharges pour véhicules électriques ou aux problèmes de qualité énergétique sur plus de 175 000 poteaux de la ville.

Un plus petit distributeur, Festival Hydro, à Stratford, en Ontario, vient tout juste d’installer l’accumulateur le plus important au Canada, qui fournir une capacité de stockage de 8,8 MW. Cela représente une capacité énergétique de 40,8 MWh, une quantité suffisante pour alimenter plus de 10 000 foyers pendant une heure. La SIERE appuie également ce projet. Festival Hydro espère que cela réduira considérablement les investissements coûteux en matière d’infrastructure au cours des prochaines années.

On peut s’attendre à ce que les organismes de règlementation s’attaquent aux obstacles à l’entrée au stockage. Le marché du stockage d’énergie des États-Unis à lui seul devrait décupler pour atteindre 3,2 milliards de dollars américains entre 2016 et 2022. Le coût du stockage commence également à chuter. Selon un rapport récent de McKinsey, les coûts moyens d’un bloc-pile sont passés de 1 000 $ US le kilowattheure en 2010 à moins de 230 $ US le kilowattheure en 2016.

ers la fin de 2017, la société d’exploitation du réseau de l’Ontario, la SIERE et l’organisme de règlementation de l’énergie de l’Ontario, la CEO ont fait ressortir l’importance des ressources énergétiques distribuées, en particulier le stockage d’énergie. En décembre, le nouveau président de la SIERE de l’Ontario a déclaré dans l’un de ses premiers discours :

• Les RED doivent être entièrement intégrées aux sociétés d’exploitation des réseaux, à la planification, aux marchés, à la règlementation et aux mesures incitatives axées sur les politiques. Les sociétés de distribution locale dans les collectivités partout dans la province ont dit souhaiter choisir les ressources distribuées comme solution de remplacement aux fils électriques traditionnels.
• Un autre secteur prioritaire est la création d’un terrain égal où les RED peuvent faire concurrence de manière efficace, juste et neutre sur le plan technologique avec les infrastructures de transport et de distribution et les centrales électriques centralisées pour fournir des services d’électricité.

En moins d’une semaine, ces propos ont été repris par la Commission de l’énergie de l’Ontario lorsqu’elle a publié son plan stratégique 2017-2022. Lorsqu’elle a cerné les obstacles règlementaires à venir, la Commission a déclaré :

• La transformation du secteur crée-t-elle de nouveaux services publics qui doivent être évalués et rémunérés en conséquence?
• Quel rôle les services publics en place jouent-ils dans le marché émergent pour les ressources énergétiques distribuées et les services connexes?

L’encre était à peine sèche sur le plan stratégique de la CEO que le ministre de l’Énergie de l’Ontario nommait un président pour un nouveau comité d’experts sur la modernisation. Le Comité d’experts est investi d’un vaste mandat, notamment la manière dont la CEO peut continuer de protéger les clients tout en appuyant l’innovation et les nouvelles technologies, et la manière dont elle doit être structurée et dotée en personnel. Le Comité d’experts rendra compte au gouvernement d’ici la fin de 2018.

Quelle que soit la technologie, la production locale changera le secteur. Le potentiel d’économies de coûts est énorme dans un secteur tendu sur le plan politique en raison des prix élevés.

Un enjeu qui ressortira au Canada l’année prochaine, comme ce fut le cas aux États-Unis, est le rôle de la facturation nette. La production locale signifie qu’il existe une grande capacité de production dispersée dans la province. À tout moment, une grande partie peut être inactive. C’est dans l’intérêt de tous de garantir que la capacité excédentaire ne soit pas gaspillée. L’excédent d’énergie devrait être transporté à un endroit où elle a une valeur positive. La facturation nette peut être un pas dans cette direction. En juillet 2017, la CEO a apporté des modifications à ses règlements sur la facturation nette. D’autres modifications sont attendues, et des règles provisoires ont été envoyées pour obtenir des commentaires.

Progrès relatifs au gaz naturel

En 2017, des progrès importants ont été réalisés dans le secteur du gaz naturel.

En novembre 2017, Enbridge Gas Distribution Inc. et Union Gas Limited, appartenant maintenant à un propriétaire unique avec l’acquisition de Spectra par Enbridge à la fin de 2016, ont déposé une requête auprès de la Commission de l’énergie de l’Ontario pour se fusionner et former une seule société de distribution de gaz naturel à compter du 1^er janvier 2019. Le distributeur fusionné desservirait plus de 3,5 millions de clients en Ontario — et les recettes combinées des deux distributeurs sont d’environ 31 milliards de dollars. Dans la requête, Enbridge et Union ont déclaré que leurs clients n’assumeraient pas les coûts liés à la fusion. Ils ont également soutenu que si la Commission de l’énergie de l’Ontario approuve la fusion, les clients recevront un bénéfice total de 410 millions de dollars sur une période de dix ans.

Les tarifs qu’Enbridge et Union facturent actuellement aux clients sont fixés à partir de deux cadres distincts qui arrivent à échéance à la fin de 2018. La Commission de l’énergie de l’Ontario reverrait habituellement les coûts de chacun des services publics de gaz naturel et établirait de nouveaux tarifs à compter de 2019. Dans une requête distincte, Enbridge et Union ont demandé à la Commission de l’énergie de l’Ontario de reporter son examen complet de leurs coûts pour 10 ans, et ils ont proposé une nouvelle méthodologie pour fixer les tarifs entre 2019 et 2028.

Pendant un certain temps, il a semblé que l’Ontario pourrait avoir le monopole des services de gaz naturel dans la province. Cependant, EPCOR, un service public appartenant à la ville d’Edmonton, est entré sur le marché ontarien en 2017 en achetant tous les actifs de Natural Resource Gas Limited (NRG), à Aylmer, pour 21 millions de dollars.

NRG a 8 000 clients. La CEO a approuvé l’acquisition en août 2017 en appliquant le critère d’absence de préjudice, que la Commission utilise dans les fusions dans le secteur de l’électricité. La Commission a également adopté la pratique, dans le secteur de l’électricité, de ne pas autoriser le demandeur à récupérer les primes du prix d’achat auprès des contribuables. EPCOR a payé 21 millions de dollars pour des actifs d’une valeur comptable nette d’un peu plus de 14 millions de dollars.

En 2017, la bataille s’est également poursuivie entre EPCOR et Union à l’égard de trois franchises de gaz naturel dans le comté de South Bruce. En mars 2005, trois municipalités ont demandé des propositions de parties souhaitant fournir du gaz aux municipalités. Des entreprises ont présenté une proposition, et les municipalités ont choisi EPCOR. Puis, EPCOR a déposé une requête auprès de la Commission de l’énergie de l’Ontario pour faire approuver les ententes de franchise accordées par les municipalités en novembre 2016.

Des objections de Union à l’égard de la nature du processus d’adjudication ont mené la Commission à suspendre ces requêtes et à tenir une audience générale afin d’établir la manière dont les appels d’offres pour des franchises de gaz naturel en Ontario devraient être gérés. La Commission a rendu sa décision dans l’audience générale en novembre 2016. Depuis, elle examine diverses propositions d’EPCOR et d’Union. La première ordonnance de procédure dans ce processus a été rendue en janvier 2017, et ce qui semble être la dernière ordonnance de procédure a été rendu en février 2018. Les réponses doivent être déposées le 2 mars 2018. Une décision finale est prévue au printemps.

Une autre décision importante dans le secteur du gaz naturel en 2017 a été rendue sur la côte Ouest. Cette décision était l’une des premières décisions règlementaires touchant le gaz naturel renouvelable qui, dans un monde de coût du carbone, attire beaucoup l’attention.

En août 2015, FortisBC, qui fournit des services de gaz naturel dans différentes régions de la Colombie-Britannique, a présenté une requête à la BC Utilities Commission pour demander l’autorisation de modifier le régime des prix du gaz naturel renouvelable (GNR) dans la province. Le GNR est du gaz naturel acheminé par gazoduc produit à partir de déchets organiques décomposés provenant de fermes, d’eaux usées, de biogaz et de déchets organiques municipaux.

La procédure règlementaire a commencé en septembre 2015 et s’est poursuivie jusqu’en mai 2017. En août 2017, BC Utilities Commission a approuvé la nouvelle structure de prix où une partie des coûts marginaux du GNR est absorbée par le contribuable et une partie est absorbée par le marché volontaire de GNR. La Commission a convenu que la seule manière de maintenir et de mettre en valeur le gaz naturel renouvelable est de répartir le coût des primes additionnelles pour le GNR entre le taux de base général et les marchés volontaires. La Commission a rappelé que le programme de GNR favorise les objectifs énergétiques de la Colombie-Britannique, notamment la réduction des émissions de GES, le développement des technologies novatrices, l’incitation à passer à une énergie à faibles émissions de carbone et la réduction de la biomasse de déchets.