<\/p>\n
C<\/strong>haque ann\u00e9e, lorsque nous r\u00e9digeons la r\u00e9trospective, nous sommes \u00e9tonn\u00e9s de la mesure dans laquelle le secteur est devenu complexe, pour constater en fin de compte que l\u2019ann\u00e9e suivante supplante l\u2019ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente. Cette ann\u00e9e, le sud de la fronti\u00e8re nous a aid\u00e9 puisque le nouveau pr\u00e9sident a apport\u00e9 un changement radical, notamment un programme \u00e9nerg\u00e9tique. Mais, il s\u2019est av\u00e9r\u00e9 que les Am\u00e9ricains disposent d\u2019un syst\u00e8me incroyable de contr\u00f4le. Aucune des menaces ne s\u2019est concr\u00e9tis\u00e9e, mais l\u2019ann\u00e9e ne fait que commencer.<\/p>\n En fin de compte, au pays, les choses ne sont pas aussi banales qu\u2019on le croit. L\u2019Ontario a pris le taureau par les cornes et a r\u00e9duit le prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de 25 %, pla\u00e7ant une dette contract\u00e9e sur les \u00e9paules d\u2019un service public r\u00e8glement\u00e9 appartenant \u00e0 la province pour qu\u2019elle n\u2019apparaisse pas dans les comptes provinciaux.<\/p>\n Le premier titre de la r\u00e9trospective de l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re \u00e9tait : \u00ab\u2009Fini les retards avec les pipelines\u2009\u00bb. En fin de compte, nous avions tort. Un autre titre \u00e9tait : \u00ab\u2009Les \u00e9nergies renouvelables poursuivent leur croissance\u2009\u00bb. Nous avions raison.<\/p>\n En fait, cette derni\u00e8re ann\u00e9e, la province de l\u2019Alberta a montr\u00e9 comment acheter des \u00e9nergies renouvelables de mani\u00e8re efficace et rentable. En Ontario, on est sid\u00e9r\u00e9 de savoir que le co\u00fbt de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne est probablement quatre fois celui du co\u00fbt en Alberta. Tout un chef de file.<\/p>\n Mais, comme nous l\u2019avons dit, il s\u2019agit de march\u00e9s complexes. La r\u00e9trospective de cette ann\u00e9e d\u00e9crit la mani\u00e8re dont trois provinces canadiennes peuvent simultan\u00e9ment accumuler des dettes incroyables avec la construction de barrages pour offrir de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 bon march\u00e9 \u00e0 leurs citoyens.<\/p>\n Un autre titre de la r\u00e9trospective de l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re, \u00ab\u2009Stockage et production int\u00e9gr\u00e9e\u2009\u00bb, demeure un sujet important. En fait, l\u2019int\u00e9gration de nouvelles technologies aux march\u00e9s \u00e9nerg\u00e9tiques canadiens repr\u00e9sente maintenant l\u2019enjeu le plus important pour les organismes de r\u00e8glementation du secteur de l\u2019\u00e9nergie du Canada. Il s\u2019agit d\u2019une efficacit\u00e9 importante dans un monde o\u00f9 les prix sont \u00e9lev\u00e9s et o\u00f9 les options s\u2019amenuisent.<\/p>\n Dans ce monde, il n\u2019est pas surprenant qu\u2019une r\u00e9forme r\u00e8glementaire soit proclam\u00e9e de tous bords tant par les organismes de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie que par les gouvernements qui les nomment. Il sera int\u00e9ressant de voir comment les choses \u00e9volueront en 2018. L\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie a \u00e9t\u00e9 le premier organisme \u00e0 faire l\u2019objet d\u2019un examen, ce qui a men\u00e9 \u00e0 deux nouveaux organismes. L\u2019un est un organisme politique, l\u2019autre est un organisme ind\u00e9pendant charg\u00e9 de tenir des audiences. Ce fut ensuite au tour de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario. Le Comit\u00e9 d\u2019experts sur la modernisation responsable de l\u2019examen de la CEO n\u2019a pas encore commenc\u00e9 ses travaux. Il rendra compte \u00e0 la fin de 2018.<\/p>\n Avant de passer \u00e0 la r\u00e9trospective, nous devrions prendre un moment pour examiner le parcours du Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie<\/em> jusqu\u2019\u00e0 son cinqui\u00e8me anniversaire et remercier quelques personnes tr\u00e8s importantes.<\/p>\n Les cinq premi\u00e8res ann\u00e9es ont \u00e9t\u00e9 int\u00e9ressantes. Cette revue a \u00e9t\u00e9 lanc\u00e9e par l\u2019Association canadienne du gaz, et le co\u00fbt a \u00e9t\u00e9 \u00e9lev\u00e9. Certains croyaient qu\u2019elle servirait simplement de forme de lobbying pour le secteur gazier. \u00c7a n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 le cas. En fin de compte, elle s\u2019est av\u00e9r\u00e9e nettement ind\u00e9pendante.<\/p>\n Certains croyaient que personne ne souhaiterait r\u00e9diger d\u2019articles. \u00c7a n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 le cas non plus. Au cours des cinq ann\u00e9es, nous sommes devenus d\u00e9pendants d\u2019un groupe tr\u00e8s fiable de collaborateurs. Deux d\u2019entre eux sont toujours pr\u00e9sent\u00e9s dans cette \u00e9dition annuelle de fin d\u2019ann\u00e9e. Il s\u2019agit de David Mullan, professeur \u00e9m\u00e9rite \u00e0 l\u2019Universit\u00e9 Queen\u2019s, et de Robert Fleishman, avocat principal chez Morrison & Foerster LLP \u00e0 Washington.<\/p>\n L\u2019article annuel de Mullan porte sur le gagne-pain des organismes de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie \u2014 l\u2019\u00e9volution du droit administratif. Lorsque cela vient de l\u2019avocat le plus important en droit administratif au pays, nous devrions \u00eatre particuli\u00e8rement reconnaissants. Et nous le sommes.<\/p>\n Le rapport annuel La position de Washington<\/em> de Robert Fleishman offre un \u00e9clairage int\u00e9ressant sur le droit de l\u2019\u00e9nergie en \u00e9volution aux \u00c9tats-Unis. La longue carri\u00e8re de Bob \u00e0 titre de r\u00e9dacteur de l\u2019Energy Law Journal \u00e0 Washington a fourni de nombreux conseils utiles pour le d\u00e9marrage au Canada.<\/p>\n Nous remercions tous nos collaborateurs, et nous esp\u00e9rons que vous poursuivrez votre bon travail. Nous remercions \u00e9galement Tim Egan, pr\u00e9sident de l\u2019Association canadienne du gaz, et Mike Cleland, ancien pr\u00e9sident de l\u2019Association, qui a eu l\u2019id\u00e9e au d\u00e9part. Nous remercions \u00e9galement l\u2019Association canadienne de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et son pr\u00e9sident, Anthony Haines, qui s\u2019est joint ult\u00e9rieurement \u00e0 cette initiative et y a inject\u00e9 un peu d\u2019argent. Nous dresserons un bilan lorsque nous franchirons 10 ans.<\/p>\n Enfin, nous tenons \u00e0 remercier tout particuli\u00e8rement tous nos stagiaires de la Facult\u00e9 de droit de l\u2019Universit\u00e9 d\u2019Ottawa. La Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie<\/em> (ERQ) est unique. Il s\u2019agit de la seule revue sur le secteur de l\u2019\u00e9nergie publi\u00e9e en fran\u00e7ais et en anglais. Nos stagiaires doivent donc d\u00e9ployer de grands efforts. Nous vous remercions tous de votre aide au cours des cinq derni\u00e8res ann\u00e9es. Nous avons appris beaucoup plus de vous que vous avez appris de nous.<\/p>\n Retour des retards avec les pipelines<\/strong><\/p>\n Chaque ann\u00e9e, nous commen\u00e7ons la r\u00e9trospective avec un examen de la situation en construction de pipelines. Il ne fait aucun doute qu\u2019il s\u2019agit d\u2019une question r\u00e8glementaire principale dans les march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie au Canada. Il est utile de savoir o\u00f9 ils en sont \u00e0 la fin de l\u2019ann\u00e9e. L\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re, nous avons d\u00e9clar\u00e9 que les retards avec les pipelines \u00e9taient termin\u00e9s. En fin de compte, nous avions tort.<\/p>\n Les retards avec les pipelines sont revenus en force. En fait, nous pourrions soutenir que le probl\u00e8me n\u2019a jamais \u00e9t\u00e9 aussi grave. On frise la crise constitutionnelle.<\/p>\n Le co\u00fbt de ces retards demeure r\u00e9el. En 2014, nous avons cit\u00e9 le d\u00e9funt premier ministre de l\u2019Alberta, Jim Prentice, qui expliquait que le manque d\u2019acc\u00e8s aux pipelines co\u00fbte 6 milliards de dollars par ann\u00e9e aux gouvernements f\u00e9d\u00e9ral et de l\u2019Alberta. Cette ann\u00e9e, l\u2019Institut C.D. Howe a rench\u00e9ri et estime que l\u2019engorgement pipelinier enl\u00e8ve cinq dollars des profits de chaque baril de p\u00e9trole produit dans l\u2019Ouest canadien. Frank McKenna, pr\u00e9sident suppl\u00e9ant de la Banque Toronto-Dominion s\u2019est r\u00e9cemment prononc\u00e9 dans le d\u00e9bat. Il a expliqu\u00e9 que l\u2019\u00e9cart entre les prix de r\u00e9f\u00e9rence am\u00e9ricains et le prix du p\u00e9trole brut lourd Western Canadian Select<\/em> est maintenant de 11 $ le baril, une baisse comparativement au prix de 40 $ le baril en d\u00e9cembre 2013, mais le co\u00fbt demeure important. Selon M. McKenna, cet \u00e9cart de prix a co\u00fbt\u00e9 au Canada 117 milliards de dollars au cours des sept derni\u00e8res ann\u00e9es.<\/p>\n Au bout du compte, il s\u2019agit d\u2019un triste constat sur le processus r\u00e8glementaire canadien. Certains avancent l\u2019absence d\u2019une initiative f\u00e9d\u00e9rale pour l\u2019\u00e9tablissement de directives claires pour les projets nationaux traversant les fronti\u00e8res provinciales.<\/p>\n Nous pouvons commencer avec la plus grande trag\u00e9die \u2014 l\u2019ol\u00e9oduc \u00c9nergie Est de TransCanada. Il s\u2019agit d\u2019un exemple frappant de mauvaise gestion r\u00e8glementaire. TransCanada a d\u2019abord annonc\u00e9, en avril 2013, le projet de 15,7 milliards de dollars pour construire un ol\u00e9oduc de 4\u2009500 km de l\u2019Alberta jusqu\u2019\u00e0 la c\u00f4te Est. Le concept s\u2019appuyait sur le fait que les raffineries de la c\u00f4te Est du Canada d\u00e9pendant des importations pour 80 % de leurs besoins. Le p\u00e9trole brut de l\u2019Alberta pourrait remplacer le p\u00e9trole brut \u00e9tranger \u2014 une id\u00e9e int\u00e9ressante.<\/p>\n Le premier revers important a \u00e9t\u00e9 observ\u00e9 en ao\u00fbt 2016 lorsque l\u2019ONE a suspendu les audiences jusqu\u2019\u00e0 ce que l\u2019Office statue sur les requ\u00eates exigeant que trois membres du comit\u00e9 d\u00e9missionnent en raison de leur partialit\u00e9 parce qu\u2019ils avaient rencontr\u00e9 l\u2019ancien premier ministre du Qu\u00e9bec. En septembre, l\u2019ONE a remplac\u00e9 les trois membres du comit\u00e9 par un nouveau comit\u00e9 qui a rejet\u00e9 toutes les d\u00e9cisions du comit\u00e9 pr\u00e9c\u00e9dent, dont toutes les \u00e9tapes du processus d\u2019audience et les \u00e9ch\u00e9ances associ\u00e9es.<\/p>\n Puis, en ao\u00fbt 2017, l\u2019ONE a rendu une d\u00e9cision indiquant qu\u2019il pr\u00e9voirait une vaste discussion sur les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre dans le cadre des nouvelles audiences, dont une d\u00e9cision qu\u2019il tiendrait compte, pour la premi\u00e8re fois, de l\u2019incidence sur l\u2019int\u00e9r\u00eat public des \u00e9missions de carbone en amont et en aval provenant d\u2019une production et d\u2019une consommation accrues de p\u00e9trole d\u00e9coulant du projet. C\u2019\u00e9tait suffisant pour TransCanada. En octobre 2017, l\u2019entreprise a annonc\u00e9 qu\u2019elle n\u2019allait plus de l\u2019avant.<\/p>\n Avant de poursuivre avec d\u2019autres mauvaises nouvelles, voici une bonne nouvelle pour TransCanada. Comme on l\u2019a d\u00e9clar\u00e9 l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re, le pr\u00e9sident Trump avait approuv\u00e9 le pipeline Keystone XL apr\u00e8s que le pr\u00e9sident Obama l\u2019ait rejet\u00e9, ce qui a entra\u00een\u00e9 des revendications de tous genres au titre de l\u2019ALENA et des contestations constitutionnelles. Mais, elles ont \u00e9t\u00e9 abandonn\u00e9es lorsque le pr\u00e9sident Trump est entr\u00e9 en sc\u00e8ne.<\/p>\n Alors que l\u2019ann\u00e9e 2017 tirait \u00e0 sa fin, de bonnes nouvelles sont arriv\u00e9es de Calgary. TransCanada a obtenu un engagement de 500\u2009000 barils par jour pendant 20 ans apr\u00e8s avoir proc\u00e9d\u00e9 \u00e0 un appel de soumissions bloquant environ 60 % de la capacit\u00e9 de 830\u2009000 barils par jour. Le PDG de TransCanada, Russ Girling, a remerci\u00e9 le pr\u00e9sident Donald Trump de son appui continu \u00e0 l\u2019\u00e9gard du projet ainsi que pour les d\u00e9marches d\u2019autres commanditaire am\u00e9ricains, et le gouvernement de l\u2019Alberta. Ce dernier est entr\u00e9 en sc\u00e8ne pour fournir 50\u2009000 barils par jour au projet \u00e0 partir des redevances qu\u2019il re\u00e7oit sous forme de barils de p\u00e9trole. Le porte-parole de la premi\u00e8re ministre a affirm\u00e9 que \u00ab\u2009c\u2019est bon pour le projet, c\u2019est bon pour le secteur et c\u2019est bon pour notre diff\u00e9rentiel\u2009\u00bb.<\/p>\n L\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re, il semblait que le projet de pipeline TransMountain de la soci\u00e9t\u00e9 Kinder Morgan allait de l\u2019avant. Le 16 d\u00e9cembre 2013, la soci\u00e9t\u00e9 Kinder Morgan avait d\u00e9pos\u00e9 sa demande d\u2019autorisation du projet de 5,4 milliards de dollars doublant le pipeline existant entre Edmonton, en Alberta, et Burnaby, en Colombie-Britannique. Le projet visait \u00e0 accro\u00eetre la capacit\u00e9 de 300\u2009000 barils par jour \u00e0 890\u2009000 barils par jour. Le terminal marin Westridge serait agrandi afin d\u2019accro\u00eetre de 5 \u00e0 34 par mois le nombre de navires-citernes fr\u00e9quentant Burrard Inlet. Il ne s\u2019agissait pas d\u2019une petite augmentation de la capacit\u00e9.<\/p>\n Pendant un certain temps, la soci\u00e9t\u00e9 Kinder Morgan s\u2019\u00e9tait heurt\u00e9e \u00e0 une vive opposition du maire de Burnaby et de ses alli\u00e9s, mais avait g\u00e9n\u00e9ralement obtenu l\u2019appui de l\u2019ONE et des tribunaux. Cependant, on a observ\u00e9 un changement des \u00e9v\u00e8nements en 2017. Un nouveau gouvernement a \u00e9t\u00e9 \u00e9lu en Colombie-Britannique, et le nouveau ministre de l\u2019Environnement a annonc\u00e9 que les dirigeants de la province examinaient l\u2019\u00e9laboration de nouveaux r\u00e8glements qui emp\u00eacheraient probablement les entreprises d\u2019exp\u00e9dier le bitume. Les dirigeants de la province ont expliqu\u00e9 que des nouveaux r\u00e8glements \u00e9taient n\u00e9cessaires pour qu\u2019on ait le temps d\u2019entreprendre des \u00e9tudes et d\u2019instaurer des normes appropri\u00e9es pour tous les plans d\u2019intervention en cas de d\u00e9versement.<\/p>\n Il en a r\u00e9sult\u00e9 une guerre ouverte entre l\u2019Alberta et la Colombie-Britannique, o\u00f9 les dirigeants de l\u2019Alberta ont affirm\u00e9 qu\u2019ils n\u2019importeraient plus de vins de la Colombie-Britannique ou n\u2019ach\u00e8teraient plus d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 du site C (barrage) de la Colombie-Britannique. Leurs homologues de la Colombie-Britannique ont r\u00e9pondu en expliquant qu\u2019ils exp\u00e9dieraient leurs vins en Asie, l\u00e0 o\u00f9 l\u2019Alberta veut envoyer son p\u00e9trole brut.<\/p>\n Le premier ministre du Canada est intervenu en disant que le pipeline serait construit. Le premier ministre a tent\u00e9 de rassurer les Britanno-Colombiens en expliquant que le pipeline de la soci\u00e9t\u00e9 Kinder Morgan ne repr\u00e9sente pas un danger pour la c\u00f4te de la Colombie-Britannique en raison des milliards de dollars que le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral a investis dans son Plan de protection des oc\u00e9ans. La guerre de mots se poursuivra, mais cette fois, le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral semble d\u00e9termin\u00e9 \u00e0 r\u00e8glementer les projets nationaux. \u00c0 suivre.<\/p>\n March\u00e9s en changement<\/strong><\/p>\n L\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re, nous avons d\u00e9clar\u00e9 que le Canada perdrait bient\u00f4t son client principal pour les exportations de p\u00e9trole brut et de gaz naturel. Ce client, les \u00c9tats-Unis, sera bient\u00f4t autosuffisant en \u00e9nergie compte tenu de l\u2019augmentation importante de la production de gaz et de p\u00e9trole des formations de schiste. Entre 2010 et 2015, la production de p\u00e9trole brut \u00e0 partir des r\u00e9gions avec des formations de schiste aux \u00c9.-U. a augment\u00e9 de 72 %, et la production de gaz a augment\u00e9 de 28 %.<\/p>\n Cette ann\u00e9e, l\u2019Agence internationale de l\u2019\u00e9nergie (AIE) pr\u00e9voit que les importations de p\u00e9trole brut des \u00c9tats-Unis atteindront des niveaux presque n\u00e9gligeables d\u2019ici 2040. Actuellement, les \u00c9tats-Unis consomment 99 % des exportations de p\u00e9trole brut du Canada, ce qui totalise pr\u00e8s de 3,76 millions de barils par jour selon l\u2019AIE. C\u2019est la raison pour laquelle la soci\u00e9t\u00e9 Kinder Morgan est si importante. Sans acc\u00e8s \u00e0 la mer et aux march\u00e9s asiatiques, le secteur p\u00e9trolier du Canada dispara\u00eetra.<\/p>\n Un autre changement important a une forte incidence sur les march\u00e9s \u00e9nerg\u00e9tiques canadiens. Il s\u2019agit de l\u2019attente qu\u2019une production d\u2019\u00e9nergie renouvelable remplace largement la production de p\u00e9trole brut et de gaz. C\u2019est la raison pour laquelle la Royal Dutch Shell a annonc\u00e9 en mars 2017 qu\u2019elle vendait la majeure partie de ses actifs en sables bitumineux canadiens pour environ 7,25 milliards de dollars. L\u2019entreprise a conclu que le secteur de l\u2019\u00e9nergie est en voie de changer de mani\u00e8re radicale, ce qui pourrait transformer l\u2019exploitation des sables bitumineux en passif. Shell a conclu que la demande mondiale de p\u00e9trole pourrait atteindre un sommet en dix ans, entra\u00een\u00e9 par des solutions de remplacement de plus en plus comp\u00e9titives aux combustibles fossiles, tels que l\u2019\u00e9nergie solaire et l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne ainsi que les voitures \u00e9lectriques.<\/p>\n Des prix plus bas pour l\u2019\u00e9nergie et des batteries solaires et \u00e9oliennes sont une chose. Mais le plus important, soutient Shell, ce sont les restrictions plus s\u00e9v\u00e8res du gouvernement sur les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre. Comme nous le mentionnons plus loin dans la pr\u00e9sente r\u00e9trospective, ces objectifs relatifs \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable augmentent dans presque chaque pays du monde. Sauf aux \u00c9tats-Unis. Mais, m\u00eame l\u00e0, c\u2019est vraiment seulement \u00e0 l\u2019\u00e9chelle f\u00e9d\u00e9rale, dans les organismes contr\u00f4l\u00e9s par le pr\u00e9sident Trump. Ailleurs, en particulier dans les grands \u00c9tats tels que la Californie, les \u00c9tats am\u00e9ricains m\u00e8nent la marche mondiale.<\/p>\n Le d\u00e9veloppement d\u2019\u00e9nergie renouvelable se poursuit<\/strong><\/p>\n Les \u00e9nergies renouvelables continuent de cro\u00eetre partout en Am\u00e9rique du Nord. Pour la premi\u00e8re fois, les \u00c9tats-Unis tirent 10 % de son \u00e9nergie de l\u2019\u00e9nergie renouvelable. En Ontario, la Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (SIERE) estime que le commerce de gros de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et solaire combin\u00e9e fournit pr\u00e8s de 7 % des besoins d\u2019approvisionnement de l\u2019Ontario. Les ressources renouvelables repr\u00e9sentent maintenant 35 % de la capacit\u00e9 d\u2019\u00e9nergie des r\u00e9seaux en Ontario, avec environ 14\u2009000 MW.<\/p>\n Ces tendances se poursuivront pour deux raisons. D\u2019abord, toutes les pr\u00e9visions indiquent que la chute des prix se poursuivra entre 2015 et 2025. Selon l\u2019Agence internationale pour les \u00e9nergies renouvelables, le co\u00fbt de production de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne terrestre chutera encore de 26 %, mais le co\u00fbt de production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne en mer diminuera de 35 %, et les co\u00fbts des fermes solaires photovolta\u00efques baisseront de 57 %.<\/p>\n Parall\u00e8lement, on s\u2019attend \u00e0 ce que les cibles relatives \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable augmentent. Certaines sont d\u00e9j\u00e0 audacieuses. Les normes d\u2019\u00e9nergie propre de la Californie et de New York exigent que 50 % de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de New York provienne de sources renouvelables d\u2019ici 2030. En Alberta, ce pourcentage est de 30 % d\u2019ici 2030, et au Qu\u00e9bec, il est de 61 % d\u2019ici 2030.<\/p>\n \u00c0 la fin de 2017, l\u2019Ontario a discr\u00e8tement mis fin \u00e0 son programme de TRG. Ce programme a \u00e9t\u00e9 lanc\u00e9 en 2006. Plus de 4\u2009200 MW d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et solaire ont \u00e9t\u00e9 achet\u00e9s dans le cadre de march\u00e9s de 20 ans au cours de la premi\u00e8re ronde du programme, \u00e0 des prix finalement tr\u00e8s \u00e9lev\u00e9s. Les prix ont par la suite \u00e9t\u00e9 r\u00e9duits, et dans les versions ult\u00e9rieures du programme de TRG, des march\u00e9s de seulement 750 MW ont \u00e9t\u00e9 attribu\u00e9s.<\/p>\n Les march\u00e9s conclus pour l\u2019approvisionnement dans le cadre du programme de TRG de l\u2019Ontario sont pass\u00e9s de 13 MW en mars 2010 \u00e0 4\u2009661 MW \u00e0 la fin de 2017. Des 4\u2009661 MW, un peu plus de 3\u2009000 MW \u00e9taient en \u00e9nergie \u00e9olienne, et 1\u2009659 MW \u00e9taient en \u00e9nergie solaire. Le co\u00fbt des march\u00e9s n\u2019est pas accessible.<\/p>\n Aujourd\u2019hui, une production additionnelle n\u2019est gu\u00e8re n\u00e9cessaire. La consommation d\u2019\u00e9nergie baisse en Ontario a baiss\u00e9 chaque ann\u00e9e, \u00e0 une exception pr\u00e8s, depuis 2008. Elle se situe maintenant aux niveaux de 1997.<\/p>\n Au moment o\u00f9 l\u2019Ontario quittait le march\u00e9, l\u2019Alberta est entr\u00e9e en faisant des vagues. Au moment o\u00f9 l\u2019ann\u00e9e tirait \u00e0 sa fin, les retomb\u00e9es ont d\u00e9coul\u00e9 du premier appel d\u2019offres concurrentielles de l\u2019Alberta. Cet appel d\u2019offres fait partie de l\u2019initiative du Nouveau parti d\u00e9mocratique de l\u2019Alberta, qui a suivi son \u00e9lection en mai 2015 dans le cadre du plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership. Ce plan comprenait une taxe sur le carbone \u00e0 l\u2019\u00e9chelle de l\u2019\u00e9conomie, l\u2019\u00e9limination progressive de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 thermique au charbon, les sources renouvelables accrues, une efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique accrue et une utilisation accrue de ressources \u00e9nerg\u00e9tiques distribu\u00e9es.<\/p>\n Toutes les personnes concern\u00e9es ont \u00e9t\u00e9 agr\u00e9ablement surprises des r\u00e9sultats de l\u2019appel d\u2019offres. Quatre projets de production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne ont \u00e9t\u00e9 choisis, pour un total de 596 MW \u00e0 des prix variant entre 30,90 $ \u00e0 43,30 $ le MWh et \u00e0 un prix moyen pond\u00e9r\u00e9 de 37,00 $ le MWh. Ces prix record \u00e9taient si attrayants que l\u2019Alberta Electricity System Operator (AESO) a d\u00e9cid\u00e9 d\u2019acheter 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.<\/p>\n Le prix r\u00e9alis\u00e9 de 31 $ le MWh \u00e9tait bien inf\u00e9rieur au dernier approvisionnement de l\u2019Ontario en mars 2016, qui avait entra\u00een\u00e9 un prix r\u00e9alis\u00e9 de 85 $ le MWh pour 300 MW en \u00e9nergie \u00e9olienne. En fin de compte, l\u2019appel d\u2019offres concurrentielles fonctionne.<\/p>\n D\u00e9passement des co\u00fbts de construction<\/strong><\/p>\n Tout le monde sait que b\u00e2tir une infrastructure \u00e9nerg\u00e9tique au Canada peut \u00eatre difficile. R\u00e9cemment, TransCanada a renonc\u00e9 au projet \u00c9nergie Est apr\u00e8s des ann\u00e9es de retards et d\u2019opposition. Comme nous l\u2019avons mentionn\u00e9 plus haut, la goutte qui a fait d\u00e9border le vase a \u00e9t\u00e9 la d\u00e9cision de l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie de tenir compte du co\u00fbt des \u00e9missions de carbone pour autoriser ou non un projet. Un nouveau crit\u00e8re inattendu \u00e9tait trop pour TransCanada.<\/p>\n La d\u00e9cision de TransCanada a \u00e9t\u00e9 prise seulement quelques jours apr\u00e8s la d\u00e9cision de la Cour d\u2019appel f\u00e9d\u00e9rale ordonnant au gouvernement f\u00e9d\u00e9ral de ren\u00e9gocier les conditions o\u00f9 le pipeline TransMountain traverse une r\u00e9serve des Premi\u00e8res nations en Colombie-Britannique, ce qui a soulev\u00e9 de nouvelles questions sur le sort du plan de la soci\u00e9t\u00e9 Kinder Morgan Inc. approuv\u00e9 par le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral pour l\u2019expansion du pipeline. En fin de compte, les d\u00e9fis en mati\u00e8re de r\u00e8glementation ne sont pas termin\u00e9s lorsqu\u2019un permis de construction est accord\u00e9. Partout au pays, les projets hydro\u00e9lectriques de grande envergure sont confront\u00e9s \u00e0 des d\u00e9lais importants et \u00e0 un d\u00e9passement des co\u00fbts.<\/p>\n Du c\u00f4t\u00e9 de l\u2019Atlantique, la Nova Scotia Utility and Review Board (NSUARB) est confront\u00e9e aux probl\u00e8mes de la centrale \u00e9lectrique de Muskrat Falls et des cons\u00e9quences pour la ligne de transport Maritime Link. Du c\u00f4t\u00e9 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 confront\u00e9e \u00e0 un probl\u00e8me similaire d\u2019autorisation de milliards de dollars n\u00e9cessaires pour terminer la centrale \u00e9lectrique de Keeyask.<\/p>\n Nous pouvons commencer \u00e0 l\u2019ouest et nous d\u00e9placer vers l\u2019est.<\/p>\n Le site C est un projet de plusieurs milliards de dollars visant \u00e0 construire un barrage hydro\u00e9lectrique et une centrale \u00e9lectrique sur la rivi\u00e8re de la Paix, pr\u00e8s de Nelson, en Colombie-Britannique. Le projet a obtenu les approbations environnementales provinciales et f\u00e9d\u00e9rales en octobre 2014, et la construction a commenc\u00e9 \u00e0 l\u2019\u00e9t\u00e9 de 2015. Lorsqu\u2019elle sera termin\u00e9e, l\u2019installation de 8,3 milliards de dollars fournira une capacit\u00e9 maximale d\u2019environ 1\u2009145 MW, soit suffisamment d\u2019\u00e9nergie pour desservir 450\u2009000 foyers par ann\u00e9e.<\/p>\n La situation politique du site C a chang\u00e9 au cours de la campagne \u00e9lectorale provinciale en mai 2017, lorsque le NPD a promis, s\u2019il \u00e9tait \u00e9lu, de faire examiner le projet du site C par la BC Utilities Commission. Apr\u00e8s avoir pris les r\u00eanes du gouvernement provincial, le nouveau premier ministre a tenu la promesse du NPD et a pris un d\u00e9cret en conseil demandant que la BC Utilities Commission ouvre une enqu\u00eate sur certains aspects du projet du site C.<\/p>\n Le 1er<\/sup> novembre 2017, la BC Utilities Commission a publi\u00e9 son rapport final sur le projet du site C de BC Hydro, \u00e0 la suite d\u2019une \u00e9tude de trois mois. Le rapport ne pr\u00e9sentait aucune recommandation sur l\u2019ex\u00e9cution du projet, mais on y pr\u00e9venait que le co\u00fbt du projet serait plus \u00e9lev\u00e9 que pr\u00e9vu. Dans le rapport, on expliquait \u00e9galement que les avantages du projet du site C pourraient \u00eatre obtenus dans le cadre d\u2019autres projets de production d\u2019\u00e9nergie renouvelable, \u00e0 un co\u00fbt inf\u00e9rieur. Cependant, on expliquait que des co\u00fbts importants seraient associ\u00e9s \u00e0 l\u2019abandon. On a conclu que l\u2019interruption du processus de construction pr\u00e9senterait des co\u00fbts importants pour les contribuables en plus d\u2019une incertitude accrue.<\/p>\n Finalement, le gouvernement de la Colombie-Britannique a d\u00e9cid\u00e9 de proc\u00e9der \u00e0 la construction du barrage (site C) en sachant parfaitement que l\u2019ex\u00e9cution du projet co\u00fbterait pr\u00e8s de 1,7 milliard de dollars de plus que ce qui avait \u00e9t\u00e9 propos\u00e9 au d\u00e9part. Il \u00e9tait \u00e9galement tr\u00e8s peu probable qu\u2019on respecte la date d\u2019entr\u00e9e en service du projet de 2024. Le gouvernement de la Colombie-Britannique pr\u00e9voit maintenant un co\u00fbt total de 10 milliards de dollars et la mise de c\u00f4t\u00e9 de 700 millions de dollars suppl\u00e9mentaires pour couvrir les d\u00e9passements de co\u00fbts. Dans le rapport, on a conclu que l\u2019annulation du projet entra\u00eenerait in\u00e9vitablement des d\u00e9bours de 4 millions de dollars de la part de BC Hydro ou du ministre des Finances, ce qui, explique-t-on dans le rapport, entra\u00eenerait imm\u00e9diatement une augmentation du tarif de 12 %.<\/p>\n Cela nous am\u00e8ne au Manitoba o\u00f9 la Commission des services publics du Manitoba est aux prises avec le projet Keeyask, une centrale \u00e9lectrique de 695 MW situ\u00e9e \u00e0 725 km au nord de Winnipeg sur le fleuve Nelson. Le co\u00fbt du projet avait d\u2019abord \u00e9t\u00e9 estim\u00e9 \u00e0 6,5 milliards de dollars, et son entr\u00e9e en service \u00e9tait pr\u00e9vue en novembre 2019. Son co\u00fbt est maintenant estim\u00e9 \u00e0 8,7 milliards de dollars. Le projet est une coentreprise entre Manitoba Hydro et quatre Premi\u00e8res nations du Manitoba.<\/p>\n Des d\u00e9passements de co\u00fbts ont \u00e9t\u00e9 relev\u00e9s dans le cadre d\u2019un examen ind\u00e9pendant men\u00e9 par la Commission du Manitoba, qui a suivi une demande de Manitoba Hydro pour une augmentation du tarif de 7,9 %. \u00c0 l\u2019heure actuelle, le projet se poursuit tel que pr\u00e9vu.<\/p>\n Transportons-nous maintenant \u00e0 Terre-Neuve-et-Labrador et \u00e0 la centrale de 824 MW de Muskrat Falls, dont la mise en exploitation est pr\u00e9vue en 2020. Il s\u2019agit de la premi\u00e8re phase du projet du cours inf\u00e9rieur du fleuve Churchill au Labrador, qui aura finalement une capacit\u00e9 de 3\u2009000 MW pouvant fournir 16,7 TWh d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 par ann\u00e9e.<\/p>\n Jusqu\u2019ici, on pr\u00e9voit un d\u00e9passement des co\u00fbts de 50 %. Les co\u00fbts sont pass\u00e9s de 7,4 milliards de dollars \u00e0 12,7 milliards de dollars. On observe \u00e9galement des retards importants dans l\u2019ex\u00e9cution du projet. La construction de la centrale de Muskrat Falls a commenc\u00e9 en 2013, et elle devait durer de 4 \u00e0 5 ans. La premi\u00e8re production d\u2019\u00e9nergie du barrage et de la centrale hydro\u00e9lectrique devrait maintenant \u00eatre report\u00e9e en 2020.<\/p>\n Le projet, d\u2019abord annonc\u00e9 en novembre 2010, s\u2019appuie sur une entente de 6,2 milliards de dollars entre la soci\u00e9t\u00e9 Nalcor Energy, \u00e0 Terre-Neuve-et-Labrador, et l\u2019entreprise Emera situ\u00e9e \u00e0 Halifax. Conform\u00e9ment \u00e0 cette entente, la soci\u00e9t\u00e9 Nalcor concevra et construira la centrale hydro\u00e9lectrique \u00e0 Muskrat Falls et une ligne de transport, appel\u00e9e Lien Labrador, qui s\u2019\u00e9tendra de Muskrat Falls jusqu\u2019\u00e0 la presqu\u2019\u00eele Avalon.<\/p>\n Emera construira le raccordement \u00e9lectrique appel\u00e9 Lien maritime entre Terre-Neuve-et-Labrador et Cap-Breton, et investira dans le Lien Labrador. Emera construira, au co\u00fbt de 1,2 milliard de dollars, un raccordement \u00e9lectrique sous-marin de 500 MW entre Terre-Neuve-et-Labrador et la Nouvelle-\u00c9cosse, qui lui appartiendra. Ce raccordement, appel\u00e9 Lien maritime, rendra possible l\u2019exportation future d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 aux provinces maritimes et aux \u00c9tats-Unis.<\/p>\n Vers la fin de 2017, le premier ministre de Terre-Neuve-et-Labrador, Dwight Ball, a form\u00e9 un comit\u00e9 d\u2019enqu\u00eate sur Muskrat Falls, qui devait \u00eatre dirig\u00e9e par le juge Richard Leblanc de la Cour supr\u00eame. Il examinera les questions entourant l\u2019autorisation du projet, notamment si les pr\u00e9visions et les hypoth\u00e8ses de la soci\u00e9t\u00e9 Nalcor \u00e9taient raisonnables. Il examinera \u00e9galement la r\u00e9alisation du projet par la soci\u00e9t\u00e9 Nalcor et la raison pour laquelle la Commission des services publics a \u00e9t\u00e9 exempt\u00e9e d\u2019un examen complet. Le comit\u00e9 d\u2019enqu\u00eate commencera ses travaux en janvier 2018, et il pr\u00e9sentera un rapport final le 31 d\u00e9cembre 2019.<\/p>\n La centrale hydro\u00e9lectrique de Muskrat Falls devrait fonctionner \u00e0 pleine puissance en 2020. Actuellement, diverses parties critiquent le cadre de r\u00e9f\u00e9rence de la Commission, qu\u2019elles jugent trop restreint. Des propositions sur cette question doivent \u00eatre pr\u00e9sent\u00e9es le 15 f\u00e9vrier.<\/p>\n Ces trois projets hydro\u00e9lectriques ont tr\u00e8s peu de choses en commun, sauf une chose \u2014 ils sont trop importants pour sombrer.<\/p>\n La r\u00e8glementation du carbone<\/strong><\/p>\n \u00c0 compter de cette ann\u00e9e, chaque province canadienne devra instaurer la tarification du carbone \u2014 qu\u2019il s\u2019agisse d\u2019une taxe sur le carbone ou d\u2019un syst\u00e8me de plafonnement et d\u2019\u00e9change. Les provinces qui ne se conforment pas seront assujetties \u00e0 un filet de s\u00e9curit\u00e9 du gouvernement f\u00e9d\u00e9ral en mati\u00e8re de taxe sur le carbone. \u00c0 l\u2019exception de la province de la Saskatchewan, toutes les provinces et tous les territoires du Canada ont d\u00e9clar\u00e9 qu\u2019ils instaureraient une certaine forme de tarification du carbone. La Colombie-Britannique et l\u2019Alberta ont instaur\u00e9 des taxes sur le carbone, et l\u2019Ontario et le Qu\u00e9bec ont opt\u00e9 pour des syst\u00e8mes de plafonnement et d\u2019\u00e9change avec la Californie, par l\u2019interm\u00e9diaire de la Western Climate Initiative (WCI).<\/p>\n Vers la fin de l\u2019ann\u00e9e, le gouvernement lib\u00e9ral \u00e0 Ottawa a pr\u00e9sent\u00e9 un projet de loi sur la taxe sur le carbone, qui d\u00e9crit le filet de s\u00e9curit\u00e9 en mati\u00e8re de tarification du carbone, lequel s\u2019appliquera aux provinces qui ne disposent pas de leur propre imposition ou qui en disposent d\u2019une qui ne respecte pas les normes f\u00e9d\u00e9rales. Ottawa fixera l\u2019imposition \u00e0 10 $ la tonne cette ann\u00e9e, et l\u2019augmentera annuellement par tranche de 10 $ jusqu\u2019\u00e0 ce qu\u2019elle atteigne 50 $ la tonne en 2022. \u00c0 ce moment, la taxe haussera les prix du carburant d\u2019environ 0,11 $ le litre.<\/p>\n Les initiatives f\u00e9d\u00e9rales arrivent \u00e0 un moment o\u00f9 les gouvernements en place en Ontario et en Alberta affronteront bient\u00f4t des \u00e9lections, ce qui cause une controverse dans les deux provinces puisque les gouvernements en place s\u2019opposent \u00e0 des adversaires ayant un point de vue diff\u00e9rent sur la tarification du carbone.<\/p>\n La premi\u00e8re ann\u00e9e de taxation du carbone de l\u2019Ontario a rapport\u00e9 pr\u00e8s de 2 milliards de dollars aux ench\u00e8res trimestrielles. Le syst\u00e8me de l\u2019Ontario, lanc\u00e9 en 2017, vise \u00e0 r\u00e9duire les gaz \u00e0 effet de serre en limitant la quantit\u00e9 de pollution que peuvent \u00e9mettre les entreprises de certains secteurs. Si elles d\u00e9passent ces limites, elles doivent acheter des quotas aux ench\u00e8res trimestrielles ou aupr\u00e8s d\u2019autres entreprises qui sont arriv\u00e9es en de\u00e7\u00e0 de leurs limites. La limite diminue de 4 % chaque ann\u00e9e, et ce, jusqu\u2019en 2020. Avec la diminution progressive, le gouvernement esp\u00e8re que les entreprises seront davantage incit\u00e9es \u00e0 r\u00e9duire leurs \u00e9missions.<\/p>\n Au d\u00e9but de 2018, la province de l\u2019Ontario s\u2019est jointe au march\u00e9 du carbone du Qu\u00e9bec et de la Californie, appel\u00e9 WCI, ce qui a soulev\u00e9 une autre pr\u00e9occupation. On pr\u00e9tend que les recettes d\u00e9coulant de l\u2019ench\u00e8re seront inf\u00e9rieures parce qu\u2019il en co\u00fbtera moins cher aux entreprises de l\u2019Ontario d\u2019acheter des quotas aupr\u00e8s du Qu\u00e9bec et de la Californie. Selon le commissaire \u00e0 l\u2019environnement et le v\u00e9rificateur g\u00e9n\u00e9ral de l\u2019Ontario, les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre ne seront donc pas r\u00e9duites en Ontario.<\/p>\n Ce d\u00e9bat porte notamment sur la question de l\u2019argent que rapporte le programme. Actuellement, le gouvernement de l\u2019Ontario explique qu\u2019il dirige ces recettes vers les projets \u00e9cologiques, notamment des am\u00e9liorations de l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique dans les h\u00f4pitaux, des thermostats intelligents pour les propri\u00e9taires et des pistes cyclables pour r\u00e9duire encore plus les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre. Les deux partis d\u2019opposition en Ontario remettent cela en question; ils soutiennent que l\u2019argent n\u2019est pas utilis\u00e9 \u00e0 cette fin.<\/p>\n Le prix du carbone aux ench\u00e8res de 2017 en Ontario \u00e9tait d\u2019environ 18 $ la tonne. D\u2019ici 2022, le gouvernement s\u2019attend \u00e0 ce qu\u2019il atteigne pr\u00e8s de 20 $, bien que certains croient qu\u2019il pourrait \u00eatre plus \u00e9lev\u00e9. Avec la taxe sur le carbone du gouvernement f\u00e9d\u00e9ral, le prix serait de 50 $ la tonne d\u2019ici 2022.<\/p>\n En 2007, l\u2019Alberta a introduit une r\u00e8glementation sur les \u00e9missions de carbone, qui fixe des limites sur les gaz \u00e0 effet de serre pour les installations industrielles. En vertu de cette r\u00e8glementation, on per\u00e7oit 15 $ par tonne de dioxyde de carbone pour les \u00e9missions d\u00e9passant la limite. En novembre 2015, le nouveau gouvernement n\u00e9o-d\u00e9mocrate en Alberta a instaur\u00e9 une taxe cibl\u00e9e agressive de 20 $ la tonne en 2017, atteignant 30 $ la tonne en 2018.<\/p>\n En 2008, la Colombie-Britannique a instaur\u00e9 la premi\u00e8re taxe \u00e9largie sur le carbone en Am\u00e9rique du Nord. La taxe \u00e9tait d\u2019abord fix\u00e9e \u00e0 10 $ la tonne, et elle a atteint 30 $, o\u00f9 elle demeure depuis 2012. L\u2019argent r\u00e9colt\u00e9 par le gouvernement provincial a \u00e9t\u00e9 utilis\u00e9 pour r\u00e9duire d\u2019autres taxes. Ainsi, on dit que les taxes n\u2019ont aucune incidence sur les recettes. Le gouvernement n\u00e9o-d\u00e9mocrate r\u00e9cemment asserment\u00e9 en Colombie-Britannique a pr\u00e9sent\u00e9 son premier budget provincial en septembre 2017, et il a annonc\u00e9 de nouvelles modifications \u00e0 la taxe sur le carbone de la Colombie-Britainnique. \u00c0 compter du 1er avril 2018, la taxe sur le carbone augmentera de 5 $ la tonne jusqu\u2019\u00e0 ce qu\u2019elle atteigne la taxe f\u00e9d\u00e9rale cibl\u00e9e sur le carbone de 50 $ le 1er avril 2021, un an avant l\u2019\u00e9ch\u00e9ance de 2022 d\u2019Ottawa. La taxe sur le carbone de la Colombie-Britannique est actuellement fix\u00e9e \u00e0 30 $ la tonne.<\/p>\n Qu\u00e9bec a lanc\u00e9 un programme de plafonnement et d\u2019\u00e9change en 2013 et s\u2019est joint \u00e0 la Californie dans un march\u00e9 du carbone, qui permet au secteur au Qu\u00e9bec et en Californie d\u2019acheter et de vendre des quotas d\u2019\u00e9missions d\u00e9livr\u00e9s par la province ou l\u2019\u00c9tat. Le prix minimum de ces quotas en 2017 \u00e9tait de 13,56 $ la tonne, et il augmente chaque ann\u00e9e. Le gouvernement de l\u2019Ontario s\u2019est joint au march\u00e9 du carbone entre le Qu\u00e9bec et la Californie au d\u00e9but de 2018.<\/p>\n Production locale et stockage<\/strong><\/p>\n Ce sujet a \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sent\u00e9 dans la r\u00e9trospective de l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re. Il serait peut-\u00eatre utile de faire le point.<\/p>\n Une mise en contexte pourrait \u00e9galement \u00eatre utile. La production int\u00e9gr\u00e9e peut signifier la production appartenant aux clients, la production appartenant au service public ou la production par un tiers. Le crit\u00e8re important est qu\u2019il s\u2019agit de production locale. Il s\u2019agit d\u2019une production situ\u00e9e pr\u00e8s du consommateur, ce qui signifie des \u00e9conomies de co\u00fbts non seulement pour le consommateur, mais \u00e9galement pour les distributeurs et les transporteurs. C\u2019est la raison pour laquelle la production locale est favoris\u00e9e dans bon nombre de provinces et territoires.<\/p>\n On peut avoir recours \u00e0 diff\u00e9rentes technologies dans la production locale. C\u2019est l\u2019\u00e9nergie solaire qui a ouvert le bal. Ce fut ensuite la cog\u00e9n\u00e9ration de chaleur et d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (CCE). Maintenant, l\u2019attention est surtout tourn\u00e9e vers le stockage. Beaucoup croient que le stockage est la solution miracle. L\u2019\u00e9mission de carbone est faible, les prix sont de plus en plus attirants, la polyvalence est remarquable, et elle peut \u00eatre install\u00e9e presque n\u2019importe o\u00f9. En outre, elle pr\u00e9sente de faibles co\u00fbts \u00e9nerg\u00e9tiques en dehors des heures de pointe.<\/p>\n Une chose comprise de tous les organismes de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie est que le co\u00fbt des syst\u00e8mes d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est guid\u00e9 par les co\u00fbts en p\u00e9riode de pointe. Nous construisons des syst\u00e8mes utilis\u00e9s seulement 10 % du temps ou moins. La solution \u00e0 cela est le stockage. C\u2019est la raison pour laquelle, partout en Am\u00e9rique du Nord, on se pr\u00e9occupe de savoir comment obtenir plus de stockage. Quels sont les obstacles \u00e0 l\u2019entr\u00e9e? Qui devrait le fournir, et de quelle mani\u00e8re devrions-nous fixer le prix?<\/p>\n La production locale progresse \u00e0 grande vitesse. La Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (SIERE) de l\u2019Ontario a d\u00e9clar\u00e9 qu\u2019\u00e0 la fin de 2017, la production int\u00e9gr\u00e9e repr\u00e9sentait 3\u2009800 MW dans les r\u00e9seaux de distribution locale en Ontario. Il s\u2019agit d\u2019une hausse de 25 % par rapport \u00e0 l\u2019ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente. C\u2019est beaucoup.<\/p>\n Dans une certaine mesure, cette croissance rapide a \u00e9t\u00e9 stimul\u00e9e par les subventions de la SIERE, en particulier les programmes d\u2019\u00e9conomies d\u2019\u00e9nergie (Save on Energy<\/em>) et d\u2019acc\u00e9l\u00e9rateur industriel (Industrial Accelerator<\/em>), qui offraient des subventions importantes \u00e0 ceux qui installaient une production locale. Il s\u2019agissait souvent de la CCE. Selon la SIERE, 69 installations de cog\u00e9n\u00e9ration sont mises en place en Ontario, avec une capacit\u00e9 totale de 131 MW. Le total des subventions vers\u00e9es par la SIERE a \u00e9t\u00e9 de 121 millions de dollars. Un march\u00e9 est conclu pour 36 autres syst\u00e8mes, avec une capacit\u00e9 estim\u00e9e \u00e0 46 MW. Les subventions vers\u00e9es seront d\u2019environ 42 millions de dollars.<\/p>\n En Ontario, les clients industriels ont une autre motivation pour mettre en place des installations de cog\u00e9n\u00e9ration. Ils peuvent r\u00e9duire leur exposition aux factures de rajustement mondial. Ils peuvent r\u00e9duire leur facture d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de plus de 50 %. Les services publics de l\u2019Ontario ont \u00e9galement un incitatif pour mettre en place des installations de cog\u00e9n\u00e9ration. Ces installations de cog\u00e9n\u00e9ration aident les services publics de l\u2019Ontario \u00e0 respecter les engagements \u00e0 l\u2019\u00e9gard de la conservation et de la gestion de la demande (CGD) de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (CEO), mais la CCE ne sera plus admissible aux mesures incitatives apr\u00e8s le 1er juillet 2018. La production locale peut r\u00e9duire grandement les co\u00fbts d\u2019un service public en ce qui concerne l\u2019investissement en capital diff\u00e9r\u00e9. Les organismes de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie aiment la production locale pour la m\u00eame raison. Le report des d\u00e9penses en capital peut r\u00e9duire les tarifs.<\/p>\n L\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re, nous rapportions que la FERC \u00e0 Washington avait pris les devants lorsqu\u2019elle a \u00e9mis un avis d\u2019\u00e9bauche de r\u00e8gles pour r\u00e9duire les obstacles au stockage d\u2019\u00e9nergie et aux ressources \u00e9nerg\u00e9tiques distribu\u00e9es (RED). La FERC a ordonn\u00e9 \u00e0 six exploitants de syst\u00e8mes r\u00e9gionaux aux \u00c9.-U. de pr\u00e9parer des rapports sur leur progr\u00e8s \u00e0 l\u2019\u00e9gard de l\u2019am\u00e9nagement de sites de stockage. Presque que tous les \u00c9tats am\u00e9ricains disposent maintenant d\u2019un programme favorisant l\u2019am\u00e9nagement de sites de stockage de l\u2019\u00e9nergie. L\u2019\u00c9tat le plus ambitieux est sans aucun doute la Californie.<\/p>\n Au Canada, la SIERE de l\u2019Ontario prend les devants en appuyant plus de 10 projets. Le service public de l\u2019Ontario en t\u00eate est Toronto Hydro avec 7 projets dont la construction est presque termin\u00e9e ou qui sont d\u00e9j\u00e0 en service. Toronto Hydro construit actuellement un accumulateur de 10 MW afin de fournir une alimentation de secours au train l\u00e9ger sur rail Eglinton de Metrolink, qui entrera en service en 2021. Toronto Hydro travaille \u00e9galement avec Hydrostor pour mettre \u00e0 l\u2019essai le premier syst\u00e8me sous-marin de stockage d\u2019\u00e9nergie dans de l\u2019air comprim\u00e9 au monde, dans le lac Ontario, pr\u00e8s de l\u2019\u00eele de Toronto.<\/p>\n Toronto Hydro travaille avec l\u2019Universit\u00e9 Ryerson et la SIERE afin d\u2019\u00e9laborer des syst\u00e8mes normalis\u00e9s de stockage d\u2019\u00e9nergie sur poteau pour des utilisations dans les quartiers. Ce syst\u00e8me de stockage d\u2019\u00e9nergie est unique parce qu\u2019il n\u2019a pas d\u2019empreinte. Il est raccord\u00e9 aux poteaux de service existants. Si ce syst\u00e8me est mis en place, il pourrait \u00eatre une solution aux recharges pour v\u00e9hicules \u00e9lectriques ou aux probl\u00e8mes de qualit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique sur plus de 175\u2009000 poteaux de la ville.<\/p>\n Un plus petit distributeur, Festival Hydro, \u00e0 Stratford, en Ontario, vient tout juste d\u2019installer l\u2019accumulateur le plus important au Canada, qui fournir une capacit\u00e9 de stockage de 8,8 MW. Cela repr\u00e9sente une capacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique de 40,8 MWh, une quantit\u00e9 suffisante pour alimenter plus de 10\u2009000 foyers pendant une heure. La SIERE appuie \u00e9galement ce projet. Festival Hydro esp\u00e8re que cela r\u00e9duira consid\u00e9rablement les investissements co\u00fbteux en mati\u00e8re d\u2019infrastructure au cours des prochaines ann\u00e9es.<\/p>\n On peut s\u2019attendre \u00e0 ce que les organismes de r\u00e8glementation s\u2019attaquent aux obstacles \u00e0 l\u2019entr\u00e9e au stockage. Le march\u00e9 du stockage d\u2019\u00e9nergie des \u00c9tats-Unis \u00e0 lui seul devrait d\u00e9cupler pour atteindre 3,2 milliards de dollars am\u00e9ricains entre 2016 et 2022. Le co\u00fbt du stockage commence \u00e9galement \u00e0 chuter. Selon un rapport r\u00e9cent de McKinsey, les co\u00fbts moyens d\u2019un bloc-pile sont pass\u00e9s de 1\u2009000 $ US le kilowattheure en 2010 \u00e0 moins de 230 $ US le kilowattheure en 2016.<\/p>\n ers la fin de 2017, la soci\u00e9t\u00e9 d\u2019exploitation du r\u00e9seau de l\u2019Ontario, la SIERE et l\u2019organisme de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, la CEO ont fait ressortir l\u2019importance des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques distribu\u00e9es, en particulier le stockage d\u2019\u00e9nergie. En d\u00e9cembre, le nouveau pr\u00e9sident de la SIERE de l\u2019Ontario a d\u00e9clar\u00e9 dans l\u2019un de ses premiers discours :<\/p>\n En moins d\u2019une semaine, ces propos ont \u00e9t\u00e9 repris par la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario lorsqu\u2019elle a publi\u00e9 son plan strat\u00e9gique 2017-2022. Lorsqu\u2019elle a cern\u00e9 les obstacles r\u00e8glementaires \u00e0 venir, la Commission a d\u00e9clar\u00e9 :<\/p>\n L\u2019encre \u00e9tait \u00e0 peine s\u00e8che sur le plan strat\u00e9gique de la CEO que le ministre de l\u2019\u00c9nergie de l\u2019Ontario nommait un pr\u00e9sident pour un nouveau comit\u00e9 d\u2019experts sur la modernisation. Le Comit\u00e9 d\u2019experts est investi d\u2019un vaste mandat, notamment la mani\u00e8re dont la CEO peut continuer de prot\u00e9ger les clients tout en appuyant l\u2019innovation et les nouvelles technologies, et la mani\u00e8re dont elle doit \u00eatre structur\u00e9e et dot\u00e9e en personnel. Le Comit\u00e9 d\u2019experts rendra compte au gouvernement d\u2019ici la fin de 2018.<\/p>\n Quelle que soit la technologie, la production locale changera le secteur. Le potentiel d\u2019\u00e9conomies de co\u00fbts est \u00e9norme dans un secteur tendu sur le plan politique en raison des prix \u00e9lev\u00e9s.<\/p>\n Un enjeu qui ressortira au Canada l\u2019ann\u00e9e prochaine, comme ce fut le cas aux \u00c9tats-Unis, est le r\u00f4le de la facturation nette. La production locale signifie qu\u2019il existe une grande capacit\u00e9 de production dispers\u00e9e dans la province. \u00c0 tout moment, une grande partie peut \u00eatre inactive. C\u2019est dans l\u2019int\u00e9r\u00eat de tous de garantir que la capacit\u00e9 exc\u00e9dentaire ne soit pas gaspill\u00e9e. L\u2019exc\u00e9dent d\u2019\u00e9nergie devrait \u00eatre transport\u00e9 \u00e0 un endroit o\u00f9 elle a une valeur positive. La facturation nette peut \u00eatre un pas dans cette direction. En juillet 2017, la CEO a apport\u00e9 des modifications \u00e0 ses r\u00e8glements sur la facturation nette. D\u2019autres modifications sont attendues, et des r\u00e8gles provisoires ont \u00e9t\u00e9 envoy\u00e9es pour obtenir des commentaires.<\/p>\n Progr\u00e8s relatifs au gaz naturel <\/strong><\/p>\n En 2017, des progr\u00e8s importants ont \u00e9t\u00e9 r\u00e9alis\u00e9s dans le secteur du gaz naturel.<\/p>\n En novembre 2017, Enbridge Gas Distribution Inc. et Union Gas Limited, appartenant maintenant \u00e0 un propri\u00e9taire unique avec l\u2019acquisition de Spectra par Enbridge \u00e0 la fin de 2016, ont d\u00e9pos\u00e9 une requ\u00eate aupr\u00e8s de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario pour se fusionner et former une seule soci\u00e9t\u00e9 de distribution de gaz naturel \u00e0 compter du 1er<\/sup> janvier 2019. Le distributeur fusionn\u00e9 desservirait plus de 3,5 millions de clients en Ontario \u2014 et les recettes combin\u00e9es des deux distributeurs sont d\u2019environ 31 milliards de dollars. Dans la requ\u00eate, Enbridge et Union ont d\u00e9clar\u00e9 que leurs clients n\u2019assumeraient pas les co\u00fbts li\u00e9s \u00e0 la fusion. Ils ont \u00e9galement soutenu que si la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario approuve la fusion, les clients recevront un b\u00e9n\u00e9fice total de 410 millions de dollars sur une p\u00e9riode de dix ans.<\/p>\n Les tarifs qu\u2019Enbridge et Union facturent actuellement aux clients sont fix\u00e9s \u00e0 partir de deux cadres distincts qui arrivent \u00e0 \u00e9ch\u00e9ance \u00e0 la fin de 2018. La Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario reverrait habituellement les co\u00fbts de chacun des services publics de gaz naturel et \u00e9tablirait de nouveaux tarifs \u00e0 compter de 2019. Dans une requ\u00eate distincte, Enbridge et Union ont demand\u00e9 \u00e0 la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario de reporter son examen complet de leurs co\u00fbts pour 10 ans, et ils ont propos\u00e9 une nouvelle m\u00e9thodologie pour fixer les tarifs entre 2019 et 2028.<\/p>\n Pendant un certain temps, il a sembl\u00e9 que l\u2019Ontario pourrait avoir le monopole des services de gaz naturel dans la province. Cependant, EPCOR, un service public appartenant \u00e0 la ville d\u2019Edmonton, est entr\u00e9 sur le march\u00e9 ontarien en 2017 en achetant tous les actifs de Natural Resource Gas Limited (NRG), \u00e0 Aylmer, pour 21 millions de dollars.<\/p>\n NRG a 8\u2009000 clients. La CEO a approuv\u00e9 l\u2019acquisition en ao\u00fbt 2017 en appliquant le crit\u00e8re d\u2019absence de pr\u00e9judice, que la Commission utilise dans les fusions dans le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. La Commission a \u00e9galement adopt\u00e9 la pratique, dans le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, de ne pas autoriser le demandeur \u00e0 r\u00e9cup\u00e9rer les primes du prix d\u2019achat aupr\u00e8s des contribuables. EPCOR a pay\u00e9 21 millions de dollars pour des actifs d\u2019une valeur comptable nette d\u2019un peu plus de 14 millions de dollars.<\/p>\n En 2017, la bataille s\u2019est \u00e9galement poursuivie entre EPCOR et Union \u00e0 l\u2019\u00e9gard de trois franchises de gaz naturel dans le comt\u00e9 de South Bruce. En mars 2005, trois municipalit\u00e9s ont demand\u00e9 des propositions de parties souhaitant fournir du gaz aux municipalit\u00e9s. Des entreprises ont pr\u00e9sent\u00e9 une proposition, et les municipalit\u00e9s ont choisi EPCOR. Puis, EPCOR a d\u00e9pos\u00e9 une requ\u00eate aupr\u00e8s de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario pour faire approuver les ententes de franchise accord\u00e9es par les municipalit\u00e9s en novembre 2016.<\/p>\n Des objections de Union \u00e0 l\u2019\u00e9gard de la nature du processus d\u2019adjudication ont men\u00e9 la Commission \u00e0 suspendre ces requ\u00eates et \u00e0 tenir une audience g\u00e9n\u00e9rale afin d\u2019\u00e9tablir la mani\u00e8re dont les appels d\u2019offres pour des franchises de gaz naturel en Ontario devraient \u00eatre g\u00e9r\u00e9s. La Commission a rendu sa d\u00e9cision dans l\u2019audience g\u00e9n\u00e9rale en novembre 2016. Depuis, elle examine diverses propositions d\u2019EPCOR et d\u2019Union. La premi\u00e8re ordonnance de proc\u00e9dure dans ce processus a \u00e9t\u00e9 rendue en janvier 2017, et ce qui semble \u00eatre la derni\u00e8re ordonnance de proc\u00e9dure a \u00e9t\u00e9 rendu en f\u00e9vrier 2018. Les r\u00e9ponses doivent \u00eatre d\u00e9pos\u00e9es le 2 mars 2018. Une d\u00e9cision finale est pr\u00e9vue au printemps.<\/p>\n Une autre d\u00e9cision importante dans le secteur du gaz naturel en 2017 a \u00e9t\u00e9 rendue sur la c\u00f4te Ouest. Cette d\u00e9cision \u00e9tait l\u2019une des premi\u00e8res d\u00e9cisions r\u00e8glementaires touchant le gaz naturel renouvelable qui, dans un monde de co\u00fbt du carbone, attire beaucoup l\u2019attention.<\/p>\n En ao\u00fbt 2015, FortisBC, qui fournit des services de gaz naturel dans diff\u00e9rentes r\u00e9gions de la Colombie-Britannique, a pr\u00e9sent\u00e9 une requ\u00eate \u00e0 la BC Utilities Commission pour demander l\u2019autorisation de modifier le r\u00e9gime des prix du gaz naturel renouvelable (GNR) dans la province. Le GNR est du gaz naturel achemin\u00e9 par gazoduc produit \u00e0 partir de d\u00e9chets organiques d\u00e9compos\u00e9s provenant de fermes, d\u2019eaux us\u00e9es, de biogaz et de d\u00e9chets organiques municipaux.<\/p>\n La proc\u00e9dure r\u00e8glementaire a commenc\u00e9 en septembre 2015 et s\u2019est poursuivie jusqu\u2019en mai 2017. En ao\u00fbt 2017, BC Utilities Commission a approuv\u00e9 la nouvelle structure de prix o\u00f9 une partie des co\u00fbts marginaux du GNR est absorb\u00e9e par le contribuable et une partie est absorb\u00e9e par le march\u00e9 volontaire de GNR. La Commission a convenu que la seule mani\u00e8re de maintenir et de mettre en valeur le gaz naturel renouvelable est de r\u00e9partir le co\u00fbt des primes additionnelles pour le GNR entre le taux de base g\u00e9n\u00e9ral et les march\u00e9s volontaires. La Commission a rappel\u00e9 que le programme de GNR favorise les objectifs \u00e9nerg\u00e9tiques de la Colombie-Britannique, notamment la r\u00e9duction des \u00e9missions de GES, le d\u00e9veloppement des technologies novatrices, l\u2019incitation \u00e0 passer \u00e0 une \u00e9nergie \u00e0 faibles \u00e9missions de carbone et la r\u00e9duction de la biomasse de d\u00e9chets.<\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":" Chaque ann\u00e9e, lorsque nous r\u00e9digeons la r\u00e9trospective, nous sommes \u00e9tonn\u00e9s de la mesure dans laquelle le secteur est devenu complexe, pour constater en fin de compte que l\u2019ann\u00e9e suivante supplante l\u2019ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente. Cette ann\u00e9e, le sud de la fronti\u00e8re nous a aid\u00e9 puisque le nouveau pr\u00e9sident a apport\u00e9 un changement radical, notamment un programme \u00e9nerg\u00e9tique [\u2026]<\/p>\n","protected":false},"author":3,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"jetpack_post_was_ever_published":false,"_jetpack_newsletter_access":"","_jetpack_dont_email_post_to_subs":false,"_jetpack_newsletter_tier_id":0,"_jetpack_memberships_contains_paywalled_content":false,"_jetpack_memberships_contains_paid_content":false,"footnotes":""},"categories":[6],"tags":[],"coauthors":[20,21],"class_list":["post-2023","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-editorials","volume-volume-6-issue-1-2018"],"acf":[],"yoast_head":"\n\n
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