La nouvelle dynamique de l’industrie

Six principaux facteurs influencent le secteur de l’énergie au Canada : la baisse du prix du pétrole, les projets de pipeline qui accusent des retards, l’augmentation des gaz de schiste, l’augmentation de la livraison de pétrole brut par voies ferroviaires, l’intensification de la réglementation sur les émissions de carbone et le développement d’énergie renouvelable.

D’autres changements ont eu lieu, en particulier en Ontario. L’année a commencé avec l’entrée en vigueur, le 1^er janvier dernier d’un cadre législatif complétant la fusion de l’Independent Electricity System Operator (IESO) avec l’Ontario Power Authority (OPA).

En Avril, l’Ontario a annoncé son intention d’élaborer un système de plafonnement et d’échange des liens entre le Québec et la Californie grâce à l’initiative Western Climate Initiative (WCI). L’Alberta a suivi quelques mois plus tard en annonçant qu’elle percevra une taxe sur le carbone de 30 $ par tonne qui s’appliquera à l’ensemble de son économie. Cette taxe sera de 20 $ par tonne en janvier 2017 pour atteindre 30 $ par tonne l’année suivante soit en janvier 2018. Le prix du carbone serait appliqué aux utilisateurs similaires au système maintenant en place au Québec et en Californie. Les distributeurs de carburants de transport et de chauffage devront avoir des permis d’émissions reflétant la même émission que leurs produits créent lorsqu’ils sont utilisés. Les permis peuvent être acquis soit par l’achat de crédits d’autres émetteurs, par l’achat de compensations basées en Alberta ou par le biais du paiement de la taxe carbone au gouvernement de l’Alberta.

Le 12 novembre 2015 dernier, l’Ontario annonçait l’achèvement de la première phase du premier appel public à l’épargne d’Hydro One qui a généré 1,8 milliard de dollars de produit brut dédié aux investissements essentiels concernant infrastructures et transport. Le dessaisissement était fondé sur des recommandations formulées par le conseil consultatif de la première ministre pour la gestion des biens provinciaux présidé par Ed Clark, un ancien président de la Banque TD. Le dessaisissement d’Hydro One a rapidement suivi. Le 19 novembre le Markham Council a voté sur la fusion proposée de PowerStream, Enersource et Horizon Utilities ainsi que sur l’acquisition en commun d’Hydro One Brampton. C’était la dernière approbation nécessaire des actionnaires pour aller de l’avant avec le projet de mégafusion dont le gouvernement de l’Ontario faisait la promotion depuis longtemps. Le mois prochain, une demande de fusion sera présentée devant la Commission de l’énergie de l’Ontario.

Le 13 décembre 2015, le ministre de l’Énergie de l’Ontario a annoncé une mise à jour du contrat établi avec Bruce Power pour le reconditionnement de six installations nucléaires dont le coût s’élèvera à 13 milliards $. En décembre, le gouvernement s’est engagé à financer l’expansion de l’industrie du gaz naturel dans la province pour une valeur de 234 millions $. Au même moment, la Commission de l’énergie de l’Ontario a tenu une audience générale afin de décider si les contribuables existants devaient subventionner l’expansion, et afin de définir les critères d’admissibilité pour la subvention.

L’année s’est terminée par l’annonce du Vérificateur Général déclarant que les contribuables de l’Ontario avaient payé 37 milliards $ de plus que le prix du marché pour l’électricité au cours des huit années précédentes. En fin d’année, l’Alberta a également fait une annonce importante. Elle retirerait progressivement ses centrales au charbon d’ici 2030 et remplacera les deux tiers de la capacité de charbon existante en énergie renouvelable.

L’effondrement du marché gazier et pétrolier

Du point de vue interne de l’industrie, aucune variable économique n’est plus importante que le prix du pétrole. En 2014, nous avons vu le prix chuter de plus de 50 pour cent.   Cette baisse de prix s’est poursuivie en 2015. Le prix est désormais passé sous la barre des 30 $ US par baril. Il y a longtemps que nous n’avions pas été témoins d’une telle tournure des évènements. Il y a trente ans de cela, entre novembre 1985 et mars 1986, le prix du pétrole brut avait chuté de 67 pour cent. Entre juin 2014 et décembre 2015, le prix du pétrole brut a connu une baisse de 70 pour cent. La raison qui explique cette situation est claire. La production américaine monte en flèche grâce aux gisements de gaz de schiste. Ce phénomène a engendré une surcapacité qui a entraîné un effondrement des prix sur le marché mondial.

Au cours des cinq dernières années, la production américaine de gaz de schiste a triplé, passant d’environ 10 milliards de pieds cubes par jour à plus de 30 milliards de pieds cubes par jour. Le pétrole des réservoirs étanches a aussi connu une augmentation semblable et produit maintenant plus de 3 millions de barils par jour. Cette nouvelle production de gaz provient du gisement de schiste de Marcellus en Pennsylvanie, d’Utica dans l’État de New York, Barnett et finalement des gisements de schistes en Colombie-Britannique.

En 2013, la somme totale de gaz récupérable aux États-Unis était estimée à 2 689 trillions de pieds cubes. La demande américaine s’élevait à 26 trillions de pieds cubes la même année. Cela signifie qu’il y a suffisamment de gaz naturel pour répondre à la demande pendant plus de 100 ans. Le gaz à bas prix a soufflé un vent de changement au sein de l’industrie. Cela a mené à un d’important investissement d’installations servant au gaz naturel liquéfié, lequel a été autorisé au cours des dernières années. Le bas prix du gaz signifie aussi qu’il en coûtera moins cher pour produire de l’énergie à partir de centrales au gaz, un facteur important derrière la production décentralisée, une autre technologie perturbatrice.

La part du marché pétrolier mondial que détenait l’Arabie saoudite a diminué, mais plutôt que de ralentir la production, le pays a tout simplement réduit le prix de son pétrole. Cette mesure prend en considération le fait que le coût de production de l’Arabie saoudite est inférieur à celui du gaz de schiste. Les coûts de production du gaz de schiste, cependant, ont continué de chuter en raison de la nouvelle technologie. Pour couronner le tout, grâce à la récente levée de certaines sanctions, le pétrole brut vient maintenant d’Iran.

Les répercussions sur les producteurs d’Amérique du nord ou d’ailleurs sont bien réelles. Royal Dutch Shell, la plus importante filiale européene, envisage de réduire ses dépenses en capital à plus de 15 milliards $ US entre 2015 et 2017, annulant ou retardant ainsi quelque 40 projets. Cette année, Conoco Phillips, la plus grande entreprise américaine de prospection et de production pétrolière, diminuera ses dépenses en capital de 33 pour cent. Suncor Energie, la principale entreprise canadienne dans le secteur de l’énergie, a retranché 1 milliard $ à son budget pour 2015 en retardant une importante exploitation de sables bitumineux ainsi que l’expansion du projet White Rose dans la province de Terre-Neuve-et-Labrador.

Le prix du pétrole a aussi des répercussions immédiates sur d’autres produits. Les prix du gaz naturel sont maintenant à leur plus bas depuis deux ans. Les prix de l’essence a chuté pendant 88 jours consécutifs; il s’agit de la plus longue période de diminution des prix jamais enregistrée. C’est là ou s’inscrit le défi réglementaire. Plus loin dans cet éditorial, nous décrivons le défi associé à la production générée par les clients. Les clients se tournent vers la production locale afin de réduire leurs coûts d’énergie. Une partie importante de l’économie provient du gaz naturel peu dispendieux combiné avec la technologie CHP avancé. D’où le mouvement des services publics de gaz en Californie qui offrent à la fois du gaz et des services d’électricité en vertu d’un nouveau tarif DERS – tout cela n’est pas de bonne augure pour la LDC électrique ou le régulateur.

Le retard des projets de pipelines

La principale question réglementaire dans les marchés de l’énergie au Canada concerne les pipelines. Il est intéressant d’examiner où en sont ces projets de pipeline à la fin de chaque année. Cinq projets continuent actuellement de dominer la discussion : l’oléoduc Keystone XL de TransCanada, l’oléoduc du Northern Gateway d’Enbridge, l’inversion de l’oléoduc 9 par Enbridge, l’augmentation de la capacité du système d’oléoduc Transmountain de la Kinder Morgan et, plus récemment, le projet d’oléoduc Énergie Est de TransCanada. Ces cinq projets ont été confrontés à une forte opposition de la part des Premières Nations et de certains groupes environnementaux.

Tous ces projets de pipelines ont été examinés de manière approfondie lors de la révision annuelle l’an dernier. Que peut-on ajouter de plus? Une seule exception apparaît au tableau : la polémique entourant le projet Keystone XL de TransCanada est maintenant chose du passé. Le projet a été déclaré mort par le Président américain Obama.

La décision du Président a donné lieu à une demande de dommages-intérêts de 15 milliards $ en vertu du chapitre 11 de l’Accord de libre -échange nord- américain (ALENA) au motif que le refus d’un permis présidentiel pour le pipeline Keystone XL était arbitraire et injustifiée, violant ainsi les obligations des États-Unis en vertu de l’ALENA. TransCanada a également déposé une requête à la Cour fédérale des États-Unis situé Houston affirmant que la décision du Président de refuser la construction du pipeline Keystone XL excédait son pouvoir en vertu de la Constitution américaine. Cela gardera sans doute de nombreux de prestigieux avocats et arbitres occupés pendant des années.

Certaines leçons peuvent être tirées du projet Keystone, des leçons que l’entreprise continue d’apprendre avec son oléoduc d’Énergie Est. Ainsi pour construire un pipeline, il faut savoir négocier avec les groupes environnementaux et les autochtones. À cela, nous pouvons maintenant ajouter l’intérêt de certains maires qui recherchent des avantages économiques qui pourraient être liés à de tels projets. 12 maires de la région de Montréal ont maintenant joint leurs forces pour s’opposer au projet Énergie Est. D’ailleurs, le maire de Burnaby est désormais célèbre pour son opposition au projet d’expansion de l’oléoduc Transmountain de Kinder Morgan.

Malheureusement, le débat entourant Énergie Est a le potentiel d’engendrer une division entre l’Est et l’Ouest du pays : une controverse que nous n’avions pas vue depuis l’époque Trudeau père. Nos lecteurs de l’Alberta qui auront la chance de visiter le Glenbow Museum à Calgary devraient visionner la vidéo de 15 minutes décrivant en détail l’objection de la province de l’Alberta au Programme énergétique national. C’est un visionnement obligatoire pour tous ceux qui oublient à quel point la politique nationale en matière d’énergie a le pouvoir de diviser.

Heureusement, le projet Énergie Est a quelques alliés, notamment au Nouveau-Brunswick. Voilà qui peut changer les choses. De plus, lors des élections le 19 octobre 2015 dernier, les canadiens ont accordé la majorité des sièges à la Chambre des communes aux libéraux de Justin Trudeau pouvant indiquer un engagement plus important en faveur d’une politique nationale en matière d’énergie. La véritable amélioration provient de la relation plus étroite entre le gouvernement de l’Ontario et le gouvernement fédéral. Le processus d’examen des projets de pipelines promis par le gouvernement fédéral pourrait aussi aider.

Le transport du pétrole brut par voies ferroviaires en forte augmentation

L’incapacité de construire des pipelines au Canada et aux États-Unis a entraîné une augmentation rapide du transport pétrolier brut par voies ferroviaires. Le pétrole provient d’une de ces deux sources : les sables bitumineux de Fort McMurray dans le nord de l’Alberta ou les gisements de gaz de schiste situés dans la formation de Bakken, dans le Dakota du Nord.

La dépendance du Canada au transport ferroviaire pétrolier vient du blocage depuis 2008 du projet d’oléoduc Keystone XL un investissement de 6 milliards $ US. Également, le projet du Northern Gateway d’Enbridge, un investissement de 8 milliards $ US devait permettre de transporter le pétrole brut des sables bitumineux jusqu’à Kitimat, en Colombie-Britannique, puis jusqu’en Asie, mais n’a pas bougé depuis cinq ans.

Ces ralentissements ont mené à une croissance fulgurante du transport de pétrole brut par voies ferroviaires. Au Canada, les exportations de pétrole brut par train sont passées de 20 000 barils par jour en 2012 à 170 000 barils à la fin de 2014, ce qui représente une augmentation de 800 pour cent en deux ans. Aux États-Unis, la croissance était de 400 pour cent entre 2011 et 2012, une période d’un an seulement.

Au cours du processus, les producteurs ont découvert certains aspects économiques importants au sujet du transport de pétrole brut par voies ferroviaires. Le transport par train est plus dispendieux que le transport par pipeline. Cependant, le train s’étend sur un plus vaste réseau, près de 91 733 km de pipeline sillonnent l’Amérique du Nord comparativement à 225 308 km de voies ferrées, sans compter qu’une majorité de raffinerie en Amérique du Nord sont dotées d’une ligne de chemin de fer. Ce n’est pas le cas avec les pipelines, et disons-le, les pipelines préfèrent les engagements à long terme; voilà qui diffère du transport de pétrole brut par train. La flexibilité accrue que permet le transport par voie ferroviaire permet aux raffineurs de profiter du prix du marché au comptant.

Ce type de transport présente toutefois un inconvénient considérable. En 2013 et 2014, on dénombrait six accidents impliquant des trains transportant du pétrole brut. En juillet 2013, un grave déraillement est survenu à Lac-Mégantic au Québec. Il a été suivi plus tard, en novembre par un autre accident à Aliceville en Alabama, puis encore à Casselton au Dakota du Nord en décembre. En janvier 2014, un incident s’est produit à Plaster Rock au Nouveau-Brunswick, puis en avril à Lynchburg en Virginie, ainsi qu’à Wadena en Saskatchewan en octobre.

Le véritable signal d’alarme a retenti suite à la catastrophe du Lac-Mégantic le 5 juillet 2013. Ce jour-là, 72 wagons-citernes transportant du pétrole brut en provenance du Dakota du Nord devaient effectuer un transfert de chemin de fer passant du Canadien Pacifique à Montréal au chemin de fer d’intérêt local nommé Montréal, Maine and Atlantic (MMA) afin d’y amener le brut à la raffinerie Irving à Saint John au Nouveau-Brunswick. 63 des 72 wagons ont déraillé à Lac-Mégantic, une ville située à moins de 50 km au nord de la frontière américaine tuant 47 personnes et causant des centaines de millions de dollars de dégâts.

Suite à l’accident du Lac-Mégantic, des recours collectifs ont été introduit au Québec et en Illinois. Parmi les défenderesses, on dénombre deux entreprises productrices de pétrole, les deux chemins de fer (le Chemin de fer Canadien Pacifique et la MMA), quatre entreprises responsables de la construction et de la location des wagons-citernes, la raffinerie Irving de Saint John au Nouveau-Brunswick ainsi que les trois entreprises qui étaient propriétaires du pétrole brut. Nombre de ces différends se sont rendus en arbitrage. Le litige implique aussi l’organisme de réglementation canadien, Transports Canada, et le gouvernement du Canada.

Des accusations de négligence ont été porté à l’endroit de l’organisme de règlementation ainsi qu’au gouvernement du Canada. L’organisme de réglementation a été accusé puisqu’il était au courant de l’historique douteux de la MMA et de son bilan médiocre en matière de sécurité, qui comprenait d’ailleurs de nombreux manquements. L’entreprise compte apparemment 129 accidents à son dossier, dont certains remontent jusqu’en 2003, et détient le pire bilan de sécurité de tous les réseaux de transport ferroviaires en Amérique du Nord. La responsabilité du gouvernement canadien dans cette affaire est retenue car il a délégué ses responsabilités à un organisme de régulation qui a négligé l’accomplissement de ses tâches et de son mandat statutaire.

C’est en 2015 qu’on a finalement vu la fin de cette saga. Les gouvernements américains et canadiens ont approuvé de nouvelles normes de sécurité sur les wagons et ont augmenté les exigences d’assurance pour les transporteurs. Les tribunaux au Canada et aux États-Unis ont également accueillit le recours collectif et près de 446 millions $ a été versé. L’entente regroupe Irving Oil au Nouveau-Brunswick, World Fuel Services qui a vendu le brut à Irving, Conoco Phillips et les fabricants de wagons-citernes.

Le 446 millions $ a été répartit ainsi, quelque 111 millions $ ont servis à indemniser les familles des personnes tuées, et 200 millions $ a été versé au gouvernement du Québec et à la ville de Lac-Mégantic. La différence a servis à payer d’autres réclamations et les frais juridiques. Le seul défendeur qui n’a pas réglé la situation est le chemin de fer Canadien Pacifique qui fait face à des poursuites supplémentaires de la province du Québec, sur la base que la société a fait preuve de négligence dans la remise des wagons-citernes à Montréal, Main, et Atlantic Railroad qui est maintenant en faillite. Contentieux par le RPC continue à la Cour d’appel fédérale

Le développement d’énergie renouvelable

Au cours des cinq dernières années, nous avons été témoins d’une augmentation fulgurante de la quantité d’électricité produite à partir de ressources renouvelables comme le vent ou le soleil. Les chiffres qui viennent d’être publiées par la Federal Energy Regulatory Commission indiquent que les énergies renouvelables représentent aujourd’hui 17 % de la capacité opérationnelle de production aux États-Unis, mais plus de 65% de la nouvelle capacité. Les objectifs et mandats pour les énergies renouvelables continuent de grandir. L’objectif est de 100 % à Hawaii pour 2045, 75% dans le Vermont en 2032 , 50 % en Californie en 2030, et 80 % en Allemagne en 2050.

En Novembre, le SIERE Ontario a sélectionné neuf nouveaux projets de stockage de l’énergie suite à un appel d’offres pour 16,75 MW de capacité. Cela a marqué l’achèvement d’un achat de 50 MW dans l’histoire de l’énergie demandée en 2013 par le LTEP.

La production de ces deux sources est imprévisible, ce qui explique que l’on se fie aux investissements pour de nouvelles installations de stockage énergétique. Historiquement le stockage a fourni un plan de secours pour les opérations commerciales et industrielles. Aujourd’hui, il est crucial pour l’intégration des énergies renouvelables. Dans un monde où les énergies renouvelables ne cessent de croitre, le stockage est un atout clé et fiable. De nombreux organismes gouvernementaux mettent actuellement en place des programmes visant à encourager les énergies renouvelables par les services publics et non- publics.

Les sommes investies dans la production d’énergie solaire et éolienne ont mené à l’élaboration de programmes d’incitatifs gouvernementaux. Au Canada, c’est majoritairement la province de l’Ontario qui participe à ce type de projets. Ces dirigeants ont d’ailleurs lancé un vaste programme de tarif de rachat garanti (TRG) en vertu de la Loi de 2009 sur l’énergie verte¹. Dans le cadre des contrats de TRG, le gouvernement a offert un contrat d’approvisionnement d’une durée de 20 ans à des prix nettement supérieurs au prix du marché. Pour compliquer les choses, le programme ontarien exige une importante teneur minimum en éléments nationaux. Cette exigence a été contestée avec succès par le Japon et l’Europe auprès de l’Organisation Mondiale du Commerce et des modifications ont dû être apportées au programme².

Une autre difficulté résidait dans une mesure entreprise par le gouvernement de l’Ontario visant à annuler certains de ces programmes. Le gouvernement provincial a découvert qu’il y avait des capacités excédentaires au réseau de nuit, lorsque la demande en énergie diminue et que le vent souffle fort. Par conséquent, l’Ontario a été forcé de payer les clients américains pour qu’ils puisent prendre l’énergie excédentaire sur le réseau. L’annulation, en 2011, de tous les projets d’exploitation éolienne au large et la décision, en 2009, de réduire les tarifs pour les modules solaires au sol de 80 cents à 59 cents le kilowattheure a entraîné d’autres différends³.

À la fin de l’année, il y avait deux litiges de l’ALENA portant sur des projets d’énergies renouvelables, un projet annulé en Ontario et une autre action devant les tribunaux de l’Ontario concernant une autre annulation.

La nouvelle la plus marquante concernant l’énergie renouvelable pourrait être l’annonce faite par le gouvernement de l’Alberta le 22 novembre 2015. Le gouvernement albertain a alors déclaré qu’il s’engageait à éliminer les centrales alimentées au charbon d’ici 2030 et à remplacer le deux tiers de l’électricité produite par le charbon par de l’électricité produite grâce à une énergie renouvelable.

Le comité consultatif de la province a recommandé d’aller de l’avant avec ce projet tout en s’assurant de conserver une structure de marché concurrentielle pour le secteur électrique albertain. Le comité a suggéré qu’un appel d’offres soit publié pour une quantité fixe de contrats gouvernementaux à long terme avec la province. Il s’agirait d’une demande de propositions ouverte et concurrentielle où le gouvernement s’engagerait à planifier le financement annuel qui permettra d’atteindre 350 mégawatts de nouvelle capacité d’ici 2018. Le gouvernement prévoit acheter les crédits d’énergie renouvelable générés par ces projets dans le cadre de contrats à long terme.

L’autre défi que présente cette nouvelle politique réside dans la façon de déterminer la compensation appropriée pour les centrales au charbon qui seront éliminées du réseau avant la fin de leur durée de vie utile. L’IESO de l’Alberta prévoit mettre sur pieds un comité de facilitateurs qui travaillerait à définir le nombre de droits d’actifs délaissés et à déterminer la compensation adéquate.

Les nouveaux défis en matière de réglementation

Les organismes de réglementation du secteur de l’énergie devront affronter quatre grands défis au cours de l’année 2016 : la répartition des coûts liés aux droits d’actifs délaissés entre les consommateurs et les services publics, la hausse des accusations pour manipulation du marché, la réglementation de la production appartenant aux consommateurs, et la réglementation du carbone.

La Répartition des coûts liés aux droits d’actifs délaissés

Au cours des deux dernières années, de nombreuses décisions rendues par les organismes de réglementation et des tribunaux ont changé considérablement le contexte réglementaire au Canada. Ces décisions répondent à une question des plus simples : à qui revient la charge des coûts liés aux droits d’actifs délaissés? Les usagers ou les actionnaires? Au bout du compte, tous sont parvenus à la même conclusion : les coûts liés aux droits d’actifs délaissés doivent être assumés par les actionnaires.

La controverse a réellement éclaté après que la décision de la Cour suprême du Canada rendu dans l’arrêt Stores Block en 2006⁴. Deux principes y ont été établit. D’abord, le consommateur ne détient pas de participation dans les actifs des services publics. Ensuite, l’organisme de réglementation n’a aucune autorité ou compétence pour accorder à l’usager une partie des revenus de la vente d’un dit actif.

Par extension, l’organisme de réglementation n’a pas le pouvoir de pénaliser l’usager si l’actif perd de la valeur. Autrement dit, les coûts des droits d’actifs délaissés sont assumés par l’actionnaire et non le consommateur. Il aura fallu neuf ans de procédure après l’arrêt Stores Block pour confirmer ce point.

L’arrêt Stores Block marque peut-être le commencement de la fin, qui est arrivée entre 2013 et 2015. En 2013, l’Office nationale de l’énergie (ONE) a rendu sa décision concernant le TransCanada PipeLines⁵, puis l’Alberta Utilities Commission a rendu la sienne sur la vente d’actifs des services publics⁶. La confirmation de cette décision s’est soldé en 2015 par la Cour d’appel de l’Alberta dans le jugement Fortis Alberta⁷.

La doctrine de la prudence contestée autant en Alberta qu’en Ontario⁸ s’est retrouvée devant la Cour suprême du Canada en 2015. Dans les deux provinces, on s’interrogeait sur la doctrine acceptée depuis longtemps qui soutenait que l’appréciation du contrôle de la prudence ne pouvait pas être établie avec recul. De plus, il existe une présomption d’ investissement de la prudence.

La Cour suprême a rejeté cette notion en indiquant que les principes de la prudence ne sont pas concernés par la loi⁹. Les services publics ne peuvent donc pas se baser sur ces principes pour étayer leur argument en soutient au droit à l’indemnisation pour le coût des droits d’actifs délaissés. Les services publics ont indiqué que les investissements passés relevaient de décisions prudentes, et qu’ils devaient donc pouvoir recouvrer les coûts associés tout au long de leur existence. Le fait que les actifs se sont avérés inutiles pouvait seulement être déterminé après coup.

Selon la Cour suprême, ce principe est simplement un mythe et n’a pas force contraignante. Il s’agit d’une convention entre les organismes de réglementation, elle fut adoptée au fil des ans et peut être changée au besoin. C’est exactement ce qu’ils ont fait en Ontario et en Alberta.

La décision de la Cour suprême dans l’arrêt Ontario Power Generation¹⁰ abordait trois points importants. D’abord, les organismes de réglementation du secteur de l’énergie peuvent fixer des tarifs justes et raisonnables à leur gré. Ensuite, les tribunaux ont le droit de participer aux appels de leurs propres décisions. Finalement, la Cour suprême s’est intéressée à la portée du caractère contraignant (le cas échéant) de la législation sur les services publics – un point souvent ignoré.

Dans le dossier Ontario Power Generation (OPG), la majorité a réaffirmé que les organismes de réglementation du secteur de l’énergie peuvent établir des tarifs à leur gré en utilisant des outils et des méthodes qu’ils estiment justes et raisonnables selon les circonstances. Ce n’est pas une surprise. Ce mouvement a commencé avec les trois décisions de la Cour Suprême du Canada rendues en 2011 concernant le Newfoundland and Labrador Nurses’ Union¹¹, l’Alberta Teachers’ Association¹² et la Nor-Man Regional Health Authority¹³.

Le deuxième point peut toutefois avoir des conséquences à grande échelle et pratiques. La Cour a rejeté l’argument d’OPG et de ses syndicats voulant que la participation des tribunaux aux appels de leurs décisions soit limitée uniquement au traitement des questions juridictionnelles et à l’apport de clarifications. La majorité a adopté une approche plus souple pour déterminer la portée des appels, en incluant des facteurs permettant de savoir si l’appel serait autrement sans opposition et si la décision initiale du tribunal était adjudicative ou de nature réglementaire. La majorité a conclu que la Commission de l’énergie de l’Ontario n’agissait pas de façon inappropriée pour défendre sa propre décision puisqu’elle était de nature réglementaire et que, concrètement, aucune autre entité ne la défendrait.

Le troisième point est tout aussi intéressant. La doctrine de la prudence est un concept fondamental de la législation sur les services publics, d’abord établi par le juge Brandeis de la Cour suprême des États-Unis dans l’affaire Southwestern Bell¹⁴ en 1923. Les tribunaux et les organismes de réglementation du Canada ont affirmé le principe au fil des ans et encore récemment dans la décision de la Cour d’appel de l’Ontario rendue en 2006 pour l’affaire Enbridge¹⁵, celle de la Cour d’appel de l’Alberta rendue en 2004 concernant ATCO Electric¹⁶ et celle de la Cour d’appel fédérale rendue la même année à l’encontre de TransCanada¹⁷.

Certains praticiens en sont venus à croire que les principes juridiques des services piblics sont tirés de la common law, par exemple la doctrine de la prudence, l’obligation de ne pas faire de discrimination entre les clients¹⁸, l’obligation de ne pas fixer les taux rétrospectivement¹⁹, l’obligation de ne pas refuser de servir un client²⁰ et celle de ne pas refuser l’accès aux installations essentielles²¹, et l’interdiction de signer des contrats de taux non concordants par rapport aux taux tarifaires²². Toutefois, et le juge Rothstein nous l’a rappelé, nous oublions que les organismes de réglementation ne sont pas des tribunaux et que la common law est un concept juridique qui s’applique devant les tribunaux. Les organismes de réglementation vivent dans un autre monde. Ce sont des instances administratives et les principes qui peuvent les contraindre doivent se trouver dans la loi. Il n’y avait rien dans les lois régissant la Commission de l’énergie de l’Ontario qui indiquait que l’organisme de réglementation ne peut pas « déterminer la prudence » avec recul ni qu’il existe une présomption de prudence. Par conséquent, le soi-disant concept de législation sur les services publics n’était pas contraignant.

Bien sûr, cela ne veut pas dire qu’il n’y a aucun principe contraignant. L’arrêt Stores Block²³ en est un bon exemple. En l’espèce, la question portait sur un concept législatif concernant la propriété. Le fait que les usagers n’ont pas d’intérêt de propriété dans les actifs des services publics est également un principe de la législation sur les services publics. Par contre, la Cour suprême du Canada a soutenu que le principe était contraignant pour les organismes de réglementation parce qu’il s’agit d’un concept fondamental de la législation sur la propriété.

Le juge Rothstein a peut-être pris sa retraite et quitté la ville, mais la Cour suprême est toujours à Ottawa. Une demande d’autorisation pour interjeter l’appel se trouve actuellement devant ce tribunal au sujet de la décision de la Cour d’appel de l’Alberta dans l’affaire Fortis Alberta. Les décisions du tribunal concernant l’OPG et les régimes de retraite d’ATCO ont été rendues une semaine après celle concernant Fortis Alberta. La doctrine de la prudence et la portée des principes contraignants s’appliquant aux organismes de réglementation pourraient donc bientôt revenir devant les tribunaux. La décision relative à la demande d’autorisation devrait être présentée d’ici la fin du mois de juin 2016.

La réglementation des manipulations du marché

Le 27 juillet 2015, l’Alberta Utilities Commission (la « Commission ») a rendu une importante décision pour le Canada au sujet des manipulations du marché²⁴. La décision de 217 pages a été rendue après une enquête de trois ans et une audience de trois semaines. Il s’agit d’un grand pas vers l’avant dans ce domaine de réglementation du secteur de l’énergie.

La Commission a suivi un processus qui se veut en deux étapes. Elle s’est d’abord penchée sur les allégations sur le fond, puis s’est prononcée sur les sanctions administratives appropriées.

La Commission a découvert que la société TransAlta interrompait la production d’électricité dans certaines centrales au charbon pour effectuer des réparations en période de pointe. L’administrateur de la surveillance du marché de l’Alberta (l’« MSA ») a indiqué que TransAlta aurait dû faire ces réparations en dehors des heures de pointe, au lieu de quoi elle a décidé de réduire l’offre en période de forte demande pour faire grimper le prix de l’électricité. La Commission a accepté cet argument.

L’MSA a aussi soutenu que deux courtiers de TransAlta utilisaient de l’information non publique aux fins des négociations sur le marché de l’électricité de l’Alberta. La Commission a toutefois indiqué que le premier courtier avait pris toutes les mesures raisonnables pour éviter des violations en suivant les directives provenant de la haute direction de TransAlta, puis a conclu que le courtier avait établi une défense de diligence raisonnable. Dans le cas du second courtier, la Commission a conclu que l’MSA avait échoué à démontrer qu’il avait utilisé des informations non publiques pendant la période visée.

Aux termes de l’ordonnance sur consentement²⁵, TransAlta a accepté de payer un montant s’élevant à plus de 56 millions $, incluant une sanction administrative de 51,9 millions $ et des frais de 4,3 millions $ pour les travaux de l’MSA. La sanction administrative de 51,9 millions $ comporte deux volets : une restitution des profits de 26,9 millions $ et une sanction administrative pécuniaire de 25 millions $.

Le rapport de la décision est un manuel sur les principes de réglementation des manipulations du marché. Comme la décision sur la responsabilité, la décision de l’ordonnance sur consentement explique en détail la compétence de la Commission pour accepter l’ordonnance.

C’est un élément de plus en plus important dans la réglementation du secteur de l’énergie. Au cours des dernières années, l’Ontario a aussi pris des mesures très vigoureuses pour punir les infractions liées aux règles du marché. Bon nombre d’ententes de règlement ont été conclues, mais peu sont d’ordre public. Tandis que les marchés de l’énergie deviennent plus compétitifs, nous observerons davantage de cas de ce type. La décision de l’Alberta est un bon exemple d’une décision rendu à la fois juridiquement opportune et de première classe qui peut être saluée par tous, peu importe le point de vue.

La production appartenant aux consommateurs : le gaz remplacera-t-il l’électricité?

Les ventes d’électricité ont atteint un sommet il y a près de six ans, et la consommation par habitant stagne depuis plus d’une décennie. Cela s’explique en partie par la hausse des prix, mais c’est aussi une réaction aux vastes programmes de conservation et d’efficacité énergétique. De plus en plus, les consommateurs ont l’option de produire leur propre électricité à un coût inférieur à celui du réseau.

Les distributeurs d’électricité sont particulièrement vulnérables. Leur rôle consiste à distribuer l’électricité à partir d’une centrale de production jusqu’aux installations des consommateurs. Si le consommateur produit son électricité, il n’a plus besoin d’un distributeur, ou à tout le moins à temps plein.

De nouvelles technologies voient le jour et permettront bientôt aux consommateurs de générer leur propre électricité.

La nouvelle technologie qui constitue une menace est la microcogénération, soit une production combinée de chaleur et d’électricité. En réalité, l’électricité est un produit gratuit. Un système de cogénération de 1 kW peut fournir toute la chaleur et l’électricité nécessaire à une résidence moyenne. Bien sûr, le segment des unités résidentielles sera le dernier du marché à se convertir. Nous verrons d’abord des miniréseaux pour les immeubles de bureaux, les universités et les hôpitaux. Ce sera un marché concurrentiel où les services seront fournis autant par des entreprises réglementées que non réglementées. La technologie fonctionne au gaz, et le gaz est peu coûteux. Le gaz remplacera donc peut-être l’électricité. La Commission Californienne de l’énergie a récemment accordé à la société San Diego Gas & Electric (SOCAL) le droit de fournir un service de cogénération réglementé aux hôpitaux, aux universités et aux prisons²⁶. Bien que le service comprenne la fourniture de chaleur et d’électricité, la Commission californienne a jugé que la SOCAL ne distribuait pas d’électricité puisque l’unité de cogénération était située sur les installations des consommateurs (ou près d’elles) et que l’électricité n’était pas revendue.

Les consommateurs ne veulent plus faire affaire avec les services publics, car ils ont la possibilité de réduire leurs coûts. La partie la plus coûteuse des services d’électricité sur les grands marchés n’est pas la distribution offerte par les distributeurs. C’est le coût du produit – le coût de production. Les consommateurs qui se lancent dans la production autonome tentent simplement de réduire le coût du produit.

Quatre questions intéressantes se posent :

• La production d’électricité par les consommateurs s’étendra-t-elle à l’échelle des collectivités?
• Qui seront les fournisseurs des systèmes électriques privés?
• Les producteurs locaux auront-ils accès aux lignes des entreprises de distribution locales?
• Quel est le rôle de l’organisme de réglementation?

Plus haut dans le présent éditorial, nous avons mentionné que le grand défi de 2016 en matière de réglementation était de savoir qui prenait à charge les coûts liés aux droits d’actifs délaissés : le consommateur ou les services publics? La production appartenant aux consommateurs représente possiblement un défi réglementaire encore plus grand. D’ici la fin de 2016, la plupart des experts s’entendront sur ce qui suit :

• La distinction entre le gaz et l’électricité disparaîtra, tout comme celle entre la production et la distribution.
• Sur les grands marchés, 20 % de l’électricité sera produite localement.
• Les consommateurs opteront pour une production locale à faible coût avec ou sans l’aide des entreprises de distribution locales. S’ils doivent installer leurs propres câbles, ils le feront.
• Le marché de la production locale sera hautement concurrentiel. Parmi les acteurs du marché, il y aura les distributeurs d’électricité et de gaz.
• Les systèmes de cogénération passeront des installations des consommateurs aux installations communautaires ou aux miniréseaux. Les hôpitaux et les universités dirigeront le mouvement.
• Les organismes de réglementation devront reconnaître que des économies sont rendues possibles grâce aux nouvelles technologies, et devront permettre aux entreprises (réglementées ou non) d’être actives sur le nouveau marché concurrentiel.

La réglementation du carbone

Les organismes de réglementation du secteur de l’énergie du Canada auront un défi considérable à relever, comme suggéré précédemment, en raison des nouvelles règles établies par la jurisprudence sur la répartition des coûts liés aux droits d’actifs délaissés, des nouvelles accusations portant sur les manipulations du marché, et des défis réglementaires soulevés par la production appartenant aux consommateurs. Une autre difficulté attendra les organismes de réglementation du secteur de l’énergie en 2016 : le nouveau régime de taxation du carbone qui prend de l’ampleur partout au Canada. Le Québec et la Colombie-Britannique ont mené le bal et l’Ontario et l’Alberta ont entamé des projets importants en 2015.

L’Alberta percevra une taxe sur le carbone de 30 $ par tonne qui s’appliquera à l’ensemble de son économie. Cette taxe sera de 20 $ par tonne en janvier 2017 pour atteindre 30 $ par tonne l’année suivante soit en janvier 2018. Le prix sera ajusté en fonction des hausses de prix dans les autres juridictions. La « redevance » carbone (le mot « taxe » n’est pas très populaire en Alberta) sera sans incidence sur les recettes; les fonds générés seront réinvestis dans la recherche et la technologie.

Par ailleurs, une limite de 100 Mt sera imposée aux émissions provenant des sables bitumineux. La limite actuelle est de 70 Mt.

Selon le groupe de consultation de l’Alberta, la proposition rejoint les programmes du Québec et de la Californie. Le groupe a indiqué que les distributeurs de carburants de transport et de mazouts de chauffage devront obtenir des permis d’émissions pour les émissions issues de leurs produits au moment de la combustion. Cette exigence demandera du travail de la part des organismes de réglementation du secteur de l’énergie de l’Alberta.

Le groupe de consultation de l’Alberta a également recommandé l’élaboration de règles distinctes pour les grandes installations industrielles dont la production s’élève à plus de cent mille tonnes par année. Les émissions de ces installations seront taxées, mais les installations auront droit à des crédits variant en fonction de leur production.

En Ontario, le ministre responsable des changements climatiques a annoncé en avril 2015 l’intention de son gouvernement d’établir un système de plafonnement et d’échange avec le Québec et la Californie, par l’intermédiaire de la Western Climate Initiative (WCI). Le gouvernement ontarien a annoncé un investissement de 20 millions $ consacré à l’installation de bornes de recharge publiques pour les véhicules électriques. Ce montant proviendra du nouveau Fonds d’investissement vert d’un capital de 325 millions $ pour la relance des investissements écologiques.

Le gouvernement ontarien prévoit de finaliser les règlements d’application en 2017 après en avoir présenté une première version au premier trimestre 2016. La Commission de l’énergie de l’Ontario organisera des activités de consultation afin de préciser le rôle des sociétés gazières de l’Ontario dans ce projet.

Au moment où la revue est allée sous presse, le gouvernement fédéral a annoncé qu’il espère fixer le prix du carbone à 15 $ au moins par tonne pour toutes les provinces. La théorie veut que ce prix plancher encourage les provinces sans taux à établir leur propre taxe carbone afin de percevoir les recettes.

Le prix minimum national proposé est basé sur le prix récemment établi par la WCI qui inclut maintenant la Californie et le Québec. L’an dernier le tarif établit par la WCI était juste au-dessus de 15 $ par tonne. Ce prix est prévu augmenter à 20 $ par tonne en 2020. Le 15 $ prix par tonne contribue environ 3,5 cents le litre au prix de l’essence.

L’Ontario devrait se joindre aux initiatives du Québec et de la Californie. La Colombie-Britannique est en avance actuellement au Canada avec une taxe sur le carbone de 30 $ par tonne. Alberta fixe à 20 $ par tonne le prix du carbone l’année prochaine, cela devrait augmenter jusqu’à 30 $ la tonne d›ici 2018.

La plupart des économistes estiment que le tarif de 15 $ par tonne n’est pas suffisamment élevé pour réduire les émissions de gaz à effet de serre à la réduction prévue de 30% par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2030. Certains économistes affirment que le prix nécessaire pour atteindre les objectifs de 2030 doit osciller à 280 $ par tonne. La bataille se continue, mais une chose est clair : la position du gouvernement fédéral canadien a considérablement changé.

En fin de compte, la politique du carbone sera basée sur des exceptions. Il n’y aura pas de lignes tracées, mais l’Ontario sera en tête du plotons. En vertu du nouveau régime de la province, 102 grandes entreprises industrielles vont obtenir des permis gratuits jusqu’en 2017. Ceci, comme vous pouvez le deviner, leur permettre de «rester compétitifs »

Les grossistes de carburant doivent avoir des quotas pour chaque litre d’essence et de chaque mètre cube de gaz naturel qu’ils vendent. Cependant, le secteur de l’électricité aura des quotas gratuits. La raison est simple. Les consommateurs de l’Ontario paient déjà plus cher pour la génération d’énergie solaire et éolienne dans un effort de réduction du carbone.

1. Énergie verte et l’économie verte (Loi de 2009 sur l’), LO 2009, c 12 annexe A.
2. OMC, Canada – Programme de tarrifs de rachats garantis, OMC DOC WT/DS 426 (2014).
3. Trilluim Wind Power Corp v Ontario, 2013 ONCA 6083; Capital Solar Power Corp v Ontario Power Generation, 2015 ONCS 2116; Cahoun and Sons v Canada, 2015 BCCA 163.
4. ATCO Gas & Pipelines Ltd. c Alberta (Energy & Utilities Board), 2006 CSC 4 [2006] 1 RCS 140 [Stores Block].
5. Office nationale de l’énergie, Re TransCanada PipeLines Limited (mars 2013) RH-003-2011.
6. Re Alberta Utilities Commission Utility Asset Disposition (Décision) (November 2013), 2013-417 (Alberta Utilities Commission).
7. FortisAlberta Inc v Alberta Utilities Commission, 2015 ABCA 295.
8. Power Workers Union (Canadian Union of Public Employees, Local 1000) v Ontario (Commission de l’énergie), 2013 ONCA 359, 116 OR (3d) 793); ATCO Gas and Pipeline Ltd v Alberta (Utilities Commission), 2013 ABCA 310, 556 AR 376.
9. ATCO Gas and Pipelines Ltd c Alberta (Utilities Commission), 2015 CSC 45,Ontario (Commission de l’énergie) c Ontario Power Generation Inc, 2015 CSC 44.
10. Ontario (Commission de l’énergie) c Ontario Power Generation Inc, 2015 CSC 44.
11. Newfoundland and Labrador Nurses Union c Terre-Neuve-et-Labrador (Conseil du Trésor), 2011 CSC 62, [2011] 3 RCS 708.
12. Alberta (Information and Privacy Commissioner) c Alberta Teachers Association, 2011 CSC 61, [2011] 3 RCS 654.
13. Nor-Man Regional Health Authority Inc c Manitoba Association of Health Care Professionals, 2011 CSC 59, [2011] 3 RCS 616.
14. Southwestern Bell Telephone Company v Public Service Commission, 262 US 276 (1923).
15. Enbridge Gas Distribution Inc v Ontario Energy Board,  [2006] OJ No 1355 (QL), 210 OAC 4 (Ont CA) [Enbridge].
16. ATCO Electric Limited v Alberta Energy and Utilities Board, 2004 ABCA 215 [ATCO Electric].
17. TransCanada Pipelines Limited v National Energy Board, 2004 FCA 149 [TransCanada].
18. Red Deer v Western General Electric, (1910) 3 Alta LR 145; Bell Telephone v Harding Communications [1979].
19. Northwestern Utilities Ltd v Edmonton (City), [1979] 1 SCR 684; Bell Canada v Canada Radio Television and Telecommunications Commission, [1989] SCJ No 68 at 708; Brosseau v Alberta (Securities Commission), [1989] 1 SCR 301; EuroCan Pulp and Paper v British Columbia Energy Commission, (1978) 87 DLR (3d) 727; Brant County Power, supra note 18; Apotex, supra note 18; Chastain v British Columbia Hydro, (1972) 32 DRL (3d) 443 [Chastain]; Challenge Communications Ltd v Bell Canada, [1979] 1 FC 857 [Challenge Communications]; Associated Gas Distribs v FERC, 898 F2d 809 (DC Cir 1990); San Diego Gas & Elect Co v Sellers of Energy, 127 FERC ¶ 61,037 (2009).
20. Chastain, supra note 19; Challenge Communications, supra note 19; New York ex rel NY& Queens Gas Co v McCall, 245 US 345 (1917) 35 n62; Pennsylvania Water & Power Co v Consolidated Gas, Elec.Light & Power Co of Balt, 184 F2d 552 (4th Cir 1950).
21. CNCP Telecommunications, Interconnection with Bell Canada, Telecom Decision, CRTC 79-11, 5 CRT 177 at 274 (17 Mai 1979); Otter Tail Power Co v US, 410 US 366 (1973); RE Canada Cable Television Assoc (Decision) (7 March 2005), RP 2003-0249 (Ontario Energy Board).
22. Keogh v Chicago & Northwestern Ry Co, 260 US 156 (1922); Square D Co v Niagara Frontier Tariff Bureau, 446 US 409 (1986).
23. Supra, note 4.
24. Market Surveillance Administrator v TransAlta Corporation (Decision) (Juillet 2015), 3110-D0I-2015 (Alberta Utilities Commission).
25. Market Surveillance Administrator v Transalta Corporation (Request for Consent Order) (Octobre 2015), 3110-D03-2015 (Alberta Utilities Commission).
26. Re Application of Southern California Gas Company to Establish a Distributed Energy Reserve Tariff (Decision) (Octobre 2015), A 14-08-007 (California Public Utilities Commission).