Au cours de la derni\u00e8re d\u00e9cennie, des gouvernements de partout dans le monde ont accru leurs efforts pour faire la transition vers une \u00e9conomie \u00e0 faibles \u00e9missions de carbone. L\u2019une des plus importantes initiatives dans cet effort a \u00e9t\u00e9 l\u2019introduction de contrats \u00e0 tarifs de rachat garantis (TRG) pour promouvoir l\u2019\u00e9nergie renouvelable. L\u2019\u00e9olien et le solaire ont figur\u00e9 au premier plan de cette initiative.<\/p>\n
Dix pays et cinq \u00c9tats am\u00e9ricains ont men\u00e9 cette initiative. La province de l\u2019Ontario a \u00e9t\u00e9 la premi\u00e8re en Am\u00e9rique du Nord et a investi plus de capitaux que tout autre territoire de comp\u00e9tence, \u00e0 l\u2019exception possible de l\u2019Espagne. Tout cela a pris fin abruptement le 13\u00a0juillet lorsque le nouveau gouvernement de l\u2019Ontario, \u00e9lu le 7 juin, a annul\u00e9 559\u00a0contrats d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et solaire.<\/p>\n
Le 13 juillet 2018, Greg Rickford, ministre de l\u2019\u00c9nergie, a ordonn\u00e9 \u00e0 la Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (SIERE), en vertu des paragraphes 25.32(5) et (11) de la Loi de 1998 sur l\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/em>1<\/sup>, de proc\u00e9der \u00e0 l\u2019\u00e9limination des programmes de tarifs de rachat garantis (TRG), entrepris par la SIERE, d\u00e9clarant ce qui suit\u00a0:<\/p>\n Depuis l\u2019instauration du Programme de tarifs de rachat garantis (TRG) en 2009 et de l\u2019initiative d\u2019approvisionnement de grands projets d\u2019<\/em>\u00e9nergie renouvelable (AGER) en 2014, la SIERE a conclu un nombre important de contrats d<\/em>\u2019<\/em>\u00e9nergie<\/em> renouvelable. Ces initiatives d\u2019approvisionnement ont contribu\u00e9 aux pressions financi\u00e8res qui sont exerc\u00e9es sur les consommateurs d\u2019<\/em>\u00e9lectricit\u00e9<\/em> dans tous les secteurs de l<\/em>\u2019<\/em>\u00e9conomie, notamment les consommateurs r\u00e9sidentiels et agricoles, les petites entreprises et les consommateurs industriels<\/em>. <\/em><\/p>\n Les r\u00e9cents travaux de planification du r\u00e9seau de la SIERE indiquent que les ressources en \u00e9lectricit\u00e9 actuellement sous contrat et \u00e0 tarifs r\u00e8glement\u00e9s de l\u2019Ontario sont suffisantes pour r\u00e9pondre aux besoins provinciaux pr\u00e9vus \u00e0 court terme ou exc\u00e9der ceux-ci `et qu\u2019il existe d\u2019autres moyens de r\u00e9pondre aux besoins futurs en approvisionnement et en capacit\u00e9 de production \u00e9nerg\u00e9tiques \u00e0 des co\u00fbts sensiblement inf<\/em>\u00e9rieurs \u00e0 ceux que pr\u00e9voient les contrats \u00e0 long terme qui bloquent le prix de ces ressources. <\/em><\/p>\n L\u2019analyse de planification du r\u00e9seau de la SIERE indique qu\u2019il est possible d\u2019assurer la suffisance et la fiabilit\u00e9 de l\u2019approvisionnement tout en \u00e9liminant certains contrats de TRG et d\u2019AGER et qu\u2019il serait dans l\u2019int<\/em>\u00e9r<\/em>\u00eat <\/em>\u00e9conomique des consommateurs d\u2019\u00e9lectricit<\/em>\u00e9 de l\u2019Ontario, en ce qui concerne le Programme de TRG, de mettre fin aux contrats dans le cadre desquels la SIERE n\u2019a encore signifi<\/em>\u00e9 aucun avis d\u2019ex<\/em>\u00e9cution <\/em>\u00e0 la contrepartie au contrat et, en ce qui concerne le Programme d\u2019AGER, de mettre fin aux<\/em> contrats dans le cadre desquels la SIERE n\u2019a encore donn<\/em>\u00e9 \u00e0 la contrepartie au contrat aucun avis selon lequel toutes les <\/em>\u00e9tapes cl<\/em>\u00e9s du d<\/em>\u00e9veloppement ont <\/em>\u00e9t\u00e9 franchies2<\/sup>.<\/em><\/p>\n <\/p>\n La Directive stipulait ce qui suit\u00a0:<\/p>\n Conform\u00e9ment aux pouvoirs qui me sont conf\u00e9r\u00e9s par les paragraphes 25.32(5) et (11) de la Loi, j\u2019ordonne par les pr\u00e9sentes \u00e0 la SIERE de prendre toutes les mesures n\u00e9cessaires suivantes \u00e0 l\u2019\u00e9gard de l\u2019initiative\u00a0:\u00a0\u00a0\u00a0\u00a0\u00a0\u00a0\u00a0\u00a0\u00a0 <\/em><\/p>\n Contexte<\/strong><\/p>\n Les TRG ont d\u2019abord \u00e9t\u00e9 utilis\u00e9s en Europe, en commen\u00e7ant par l\u2019Allemagne en 2004, suivi par la R\u00e9publique tch\u00e8que en 2005, l\u2019Italie en 2007, l\u2019Espagne en 2008 et le Royaume-Uni en 2010.<\/p>\n En Am\u00e9rique du Nord, la province de l\u2019Ontario a fait figure de chef de file en proc\u00e9dant \u00e0 la premi\u00e8re introduction de TRG en 2006, suivie d\u2019une r\u00e9vision importante en 2009 dans le cadre de la Loi sur l\u2019\u00e9nergie verte<\/em>4<\/sup>.<\/em> L\u2019Ontario a \u00e9t\u00e9 suivie de la Californie en 2008, du Vermont et du Maine en 2009 et de New York en 2012. Aux \u00c9tats-Unis, le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral s\u2019en remettait principalement aux cr\u00e9dits d\u2019imp\u00f4t, qui se sont av\u00e9r\u00e9s un outil tr\u00e8s efficace sans les risques que peuvent poser les tarifs de rachat garantis.<\/p>\n Le concept derri\u00e8re les tarifs de rachat garantis \u00e9tait le m\u00eame dans tous les territoires de comp\u00e9tence. Il s\u2019agissait de contrats \u00e0 long terme pour de l\u2019\u00e9nergie renouvelable \u00e0 des prix attrayants. Dans certains territoires de comp\u00e9tence, les contrats offraient une protection contre de futures modifications d\u00e9coulant de clauses de r\u00e9vision des prix ou de modifications aux volumes garantis. Certains, comme l\u2019Ontario, ont proc\u00e9d\u00e9 \u00e0 peu de r\u00e9visions, sauf pour des hausses de prix.<\/p>\n Un probl\u00e8me commun s\u2019est pr\u00e9sent\u00e9 dans la plupart des territoires de comp\u00e9tence. Les gouvernements, pour diff\u00e9rentes raisons, ont modifi\u00e9 les programmes incitatifs soit en r\u00e9duisant les mesures d\u2019incitation, soit en les \u00e9liminant au complet. La plupart des pays ont d\u00e9couvert que cette nouvelle \u00e9nergie renouvelable \u00e9tait tr\u00e8s dispendieuse. Le co\u00fbt d\u00e9passait souvent ce que les services publics pouvaient facturer pour celle-ci. En Espagne, ce \u00ab\u00a0d\u00e9ficit dans les tarifs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9\u00a0\u00bb, comme on l\u2019appellera plus tard, avait atteint les 26\u00a0milliards d\u2019euros. Aucune estimation n\u2019a \u00e9t\u00e9 faite du d\u00e9ficit de l\u2019Ontario, mais il \u00e9tait consid\u00e9rable. Et les clients s\u2019y opposaient. Il s\u2019est av\u00e9r\u00e9 que l\u2019\u00e9olien constituait une \u00e9nergie particuli\u00e8rement dispendieuse puisqu\u2019il \u00e9tait souvent situ\u00e9 dans des r\u00e9gions \u00e9loign\u00e9es et que les co\u00fbts de transport pour le livrer au march\u00e9 \u00e9taient consid\u00e9rables.<\/p>\n Il y avait peut-\u00eatre de bonnes raisons pour proc\u00e9der aux modifications, mais les investisseurs ne trouvaient pas cela amusant. Lorsque cela se produit, les investisseurs r\u00e9clament des dommages-int\u00e9r\u00eats aupr\u00e8s des tribunaux locaux ou l\u2019arbitrage en vertu de trait\u00e9s internationaux d\u2019investissement.<\/p>\n Il y a deux raisons pour lesquelles les investisseurs choisissent le plus souvent l\u2019arbitrage. D\u2019abord, comme l\u2019a conclu la Cour de l\u2019Ontario dans Trillium Wind<\/em>5<\/sup>,<\/em> il n\u2019y a souvent aucun recours en droit national. Ainsi, le plaignant a r\u00e9clam\u00e9 2\u00a0milliards de dollars en dommages-int\u00e9r\u00eats lorsque le gouvernement de l\u2019Ontario a annul\u00e9 le programme de TRG pour l\u2019\u00e9olien extrac\u00f4tier. L\u2019entreprise all\u00e9guait la rupture de contrat, l\u2019enrichissement injustifi\u00e9, l\u2019assertion n\u00e9gligente et inexacte, la faute d\u2019ex\u00e9cution d\u2019une charge publique et l\u2019infliction intentionnelle d\u2019un pr\u00e9judice \u00e9conomique. La Cour a rejet\u00e9 toutes ces all\u00e9gations sauf une au motif que la d\u00e9cision du gouvernement de mettre fin au financement des parcs \u00e9oliens \u00e9tait une d\u00e9cision de principe et \u00e9tait donc indemne de poursuite judiciaire. La Cour d\u2019appel s\u2019est dite d\u2019accord mais a admis qu\u2019il y avait une demande qui pouvait \u00eatre entendue \u2013 l\u2019all\u00e9gation de faute d\u2019ex\u00e9cution d\u2019une charge publique \u2013 qui n\u2019est pas la plus facile \u00e0 prouver.<\/p>\n Les r\u00e9clamations possibles en arbitrage international, que ce soit en vertu de l\u2019ALENA ou du Trait\u00e9 de la Charte de l\u2019\u00e9nergie<\/em> (TCE) au titre duquel bon nombre de causes europ\u00e9ennes sont port\u00e9es devant les tribunaux, comprennent l\u2019expropriation directe ou indirecte de l\u2019investissement, la discrimination envers un investisseur particulier, le d\u00e9ni d\u2019un traitement juste et \u00e9quitable d\u2019attentes raisonnables \u2013 dont aucune n\u2019est possible en droit national.<\/p>\n La deuxi\u00e8me raison pour laquelle les investisseurs pr\u00e9f\u00e8rent l\u2019arbitrage est que bon nombre de ces investisseurs sont des \u00e9trangers et qu\u2019ils pr\u00e9f\u00e8rent un groupe d\u2019arbitrage aux tribunaux nationaux, surtout lorsque la r\u00e9clamation est \u00e0 l\u2019encontre du gouvernement de ce pays.<\/p>\n Au R.U. et au Canada, les investisseurs ont contest\u00e9 les modifications aux programmes d\u2019incitation \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable devant les tribunaux locaux. Cela a port\u00e9 fruit au R.U.6<\/sup> mais pas au Canada7<\/sup>. Au Canada, les investisseurs ont \u00e9galement contest\u00e9 les r\u00e9ductions de programmes dans deux causes d\u2019arbitrage en vertu de l\u2019ALENA. L\u2019une d\u2019elles, Windstream8<\/sup><\/em>, s\u2019est conclue en une victoire importante pour les investisseurs. Dans l\u2019autre cause, Mesa Power<\/em>9<\/sup>, l\u2019investisseur a perdu.<\/p>\n De plus amples causes ont \u00e9t\u00e9 port\u00e9es devant les tribunaux en Europe, plus particuli\u00e8rement en Espagne, o\u00f9 30 demandes d\u2019arbitrage relatives \u00e0 des trait\u00e9s d\u2019investissement ont \u00e9t\u00e9 d\u00e9pos\u00e9es, en plus de sept causes contre la R\u00e9publique tch\u00e8que et neuf contre l\u2019Italie. Presque toutes ces demandes ont \u00e9t\u00e9 d\u00e9pos\u00e9es en vertu du Trait\u00e9 de la Charte de l\u2019\u00e9nergie<\/em>10<\/sup>.<\/p>\n Les trois premi\u00e8res d\u00e9cisions arbitrales internationales concernant les d\u00e9cisions de gouvernements de proc\u00e9der \u00e0 des compressions dans les programmes d\u2019incitation \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable ont \u00e9t\u00e9 rendues en 2016. La premi\u00e8re a \u00e9t\u00e9 Charanne<\/em>11<\/sup> en janvier 2016, une r\u00e9clamation contre l\u2019Espagne en vertu du TCE. Autant dans Charanne <\/em>que dans Mesa Power,<\/em> les plaignants ont eu gain de cause. Dans Windstream Energy<\/em> le plaignant a eu gain de cause et s\u2019est vu accorder 25\u00a0millions de dollars canadiens, le plus important montant adjug\u00e9 au titre de l\u2019ALENA \u00e0 ce jour.<\/p>\n La deuxi\u00e8me d\u00e9cision concernant les r\u00e9formes de l\u2019Espagne a \u00e9t\u00e9 Eiser Infrastructure<\/em>12<\/sup>.\u00a0 Ici, le comit\u00e9 du Centre international pour le r\u00e8glement des diff\u00e9rends relatifs aux investissements (CIRDI), en mai 2017, a conclu que l\u2019Espagne devait payer 128\u00a0millions d\u2019euros \u00e0 la soci\u00e9t\u00e9 britannique Eiser Infrastructure Limited et ses affili\u00e9s. L\u2019Espagne a eu gain de cause dans une troisi\u00e8me r\u00e9clamation en vertu du TCE dans Isolux<\/em>13<\/sup> l\u2019ann\u00e9e suivante. Neuf demandes d\u2019arbitrage ont \u00e9t\u00e9 d\u00e9pos\u00e9es contre les modifications apport\u00e9es aux programmes d\u2019\u00e9nergie renouvelable de l\u2019Italie \u00e0 ce jour. Dans la premi\u00e8re, Blusun<\/em>14<\/sup>, une r\u00e9clamation de 187 millions d\u2019euros, l\u2019Italie a eu gain de cause dans sa d\u00e9fense.<\/p>\n Si nous essayons de d\u00e9terminer quel est le principe g\u00e9n\u00e9ral \u00e9tabli par les quatre causes europ\u00e9ennes et les deux causes canadiennes, ce serait le suivant\u00a0: les d\u00e9cisions concernent les programmes \u00ab\u00a0incitatifs\u00a0\u00bb. C\u2019est le mot magique. Les programmes incitatifs des gouvernements cr\u00e9ent des attentes l\u00e9gitimes de la part des investisseurs.<\/p>\n Les attentes l\u00e9gitimes sont la composante cl\u00e9 d\u2019un traitement juste et \u00e9quitable, un concept que l\u2019on retrouve dans la plupart des trait\u00e9s d\u2019investissement internationaux.<\/p>\n En r\u00e8gle g\u00e9n\u00e9rale, les gouvernements peuvent introduire de nouvelles lois qui modifient les programmes incitatifs, pourvu que cela ne vise pas un investisseur particulier ni ne discrimine contre lui, ne contrevienne pas \u00e0 une promesse faite \u00e0 un investisseur particulier ni n\u2019introduise de mesures r\u00e9troactives. Ces principes ne s\u2019appliquent pas toujours, mais ils constituent des signaux d\u2019alarme.<\/p>\n L\u2019\u00e9trange paradoxe pour certains est que si l\u2019investisseur est \u00e9tranger et prot\u00e9g\u00e9 par un trait\u00e9 d\u2019investissement, il aura un motif d\u2019action. Si l\u2019investisseur est du pays alors pas de chance.<\/p>\n Les r\u00e9percussions<\/strong><\/p>\n Le nouveau gouvernement a annul\u00e9 758 contrats d\u2019\u00e9nergie solaire et \u00e9olienne, soutenant que les \u00e9conomies seraient de l\u2019ordre de 790 millions de dollars pour les contribuables de l\u2019Ontario. Deux de ces contrats \u00e9taient des contrats d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne. Le premier \u00e9tait Otter Creek, un projet d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne de 15\u00a0MW pr\u00e8s de Wallaceburg. Le second \u00e9tait le projet Strong Breeze, un projet de 57 MW au sud de Belleville. Le reste des contrats \u00e9taient des contrats d\u2019\u00e9nergie solaire de moins grande envergure, ce qui fait que l\u2019\u00e9olien repr\u00e9sente environ 25\u00a0% de la capacit\u00e9 d\u2019annulation.<\/p>\n Tous ces contrats \u00e9taient des contrats o\u00f9 le gouvernement n\u2019avait pas d\u00e9livr\u00e9 d\u2019avis de d\u00e9marrage, ce qui voulait dire qu\u2019en cas d\u2019annulation, le montant de la compensation payable par le gouvernement pouvait \u00eatre calcul\u00e9 au moyen des formules \u00e9tablies dans les contrats sans p\u00e9nalit\u00e9s suppl\u00e9mentaires.<\/p>\n Toutefois, il y a eu un troisi\u00e8me contrat d\u2019\u00e9nergie solaire. Il s\u2019agissait du projet d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne White Pines, un projet de 18,5 MW dans le comt\u00e9 de Prince Edward. Contrairement aux autres contrats d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne, il s\u2019agissait d\u2019un contrat \u00e0 TRG 1 pour lequel un avis de d\u00e9marrage avait d\u00e9j\u00e0 \u00e9t\u00e9 d\u00e9livr\u00e9. La seule fa\u00e7on d\u2019annuler ce contrat \u00e9tait de cr\u00e9er une loi sp\u00e9ciale con\u00e7ue \u00e0 cet effet. C\u2019est exactement ce que le nouveau gouvernement a fait lorsqu\u2019il a \u00e9dict\u00e9 la White Pines Project Termination Act<\/em> (loi sur l\u2019annulation du projet White Pines).<\/p>\n Tous les projets d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne avaient une chose en commun \u2013 les communaut\u00e9s dans lesquelles ils \u00e9taient \u00e9tablis s\u2019y opposaient fortement. Toutefois, White Pines pr\u00e9sentait une caract\u00e9ristique exceptionnelle. L\u2019avis de d\u00e9marrage avait \u00e9t\u00e9 d\u00e9livr\u00e9 par le gouvernement pr\u00e9c\u00e9dent au cours de la p\u00e9riode \u00e9lectorale. Le nouveau gouvernement a fait valoir que cela \u00e9tait exceptionnel et non autoris\u00e9. La pratique normale \u00e9tait qu\u2019au cours de la p\u00e9riode \u00e9lectorale, le gouvernement existant ne devait pas conclure de nouveaux contrats ni prendre de d\u00e9cisions r\u00e8glementaires importantes pouvant restreindre la conduite d\u2019un gouvernement futur.<\/p>\n Bien que ces annulations aient \u00e9t\u00e9 largement m\u00e9diatis\u00e9es, de toute \u00e9vidence ces derni\u00e8res ne repr\u00e9sentent qu\u2019un petit pourcentage de la capacit\u00e9 pour laquelle la SIERE a conclu des march\u00e9s dans le cadre du programme des TRG. Aujourd\u2019hui, la capacit\u00e9 totale d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne pour laquelle la SIERE a conclu des march\u00e9s est de 4500\u00a0MW. L\u2019\u00e9olien annul\u00e9 ne compte que pour 29\u00a0MW, soit moins de 1 % de ce total. Dans le cas du solaire, le total de m\u00e9gawatts pour lequel la SIERE avait conclu des march\u00e9s \u00e0 la fin de 2017 \u00e9tait de 1659 MW. Le solaire annul\u00e9 n\u2019\u00e9tait que de 333 MW ou 20\u00a0%. Le nombre de contrats \u00e9tait \u00e9lev\u00e9, mais le volume \u00e9tait petit.<\/p>\n La compensation <\/strong><\/p>\n La prochaine question est donc de savoir \u00e0 quelle compensation les parties ont droit lorsque le gouvernement annule un contrat \u00e0 long terme. Il va sans dire que le corps l\u00e9gislatif a le pouvoir d\u2019annuler des contrats assujettis \u00e0 des limites constitutionnelles. Dans le cas des contrats d\u2019\u00e9nergie renouvelable, ceux-ci rel\u00e8vent clairement de la comp\u00e9tence que la Constitution reconna\u00eet au gouvernement provincial. Un rapport15<\/sup> tr\u00e8s utile \u00e0 ce sujet a r\u00e9cemment \u00e9t\u00e9 pr\u00e9par\u00e9 par Bruce Pardy, de la facult\u00e9 de droit de l\u2019Universit\u00e9 Queen\u2019s. Il m\u00e9rite d\u2019\u00eatre lu.<\/p>\n Ces principes s\u2019appliquent aux actions devant les tribunaux locaux. Toutefois, lorsque les projets appartiennent \u00e0 des int\u00e9r\u00eats \u00e9trangers, les investisseurs peuvent avoir des droits en vertu de trait\u00e9s d\u2019investissement avec le Canada. Cette situation est diff\u00e9rente. Nous l\u2019avons vu dans Windstream Energy,<\/em> o\u00f9 le plaignant a eu gain de cause dans un cas d\u2019arbitrage au titre de l\u2019ALENA qui a eu lieu \u00e0 Toronto et s\u2019est vu accorder 25\u00a0millions de dollars. La demande faisait suite \u00e0 une d\u00e9cision de la province de l\u2019Ontario de mettre fin au programme d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne extrac\u00f4ti\u00e8re. Dans le cas de White Pines, le propri\u00e9taire est allemand, et non am\u00e9ricain, et n\u2019aurait donc pas droit \u00e0 la protection de l\u2019ALENA. Toutefois, cet investisseur pourrait b\u00e9n\u00e9ficier d\u2019une protection en vertu de l\u2019Accord \u00e9conomique et commercial global (AECG) r\u00e9cemment conclu entre avec l\u2019Union europ\u00e9enne16<\/sup>. Par contre, la loi que l\u2019Ontario a \u00e9dict\u00e9e relativement \u00e0 White Pines est assez flexible pour permettre \u00e0 la province de conclure l\u2019accord appropri\u00e9 avec le projet White Pines.<\/p>\n En Ontario, tous les contrats \u00e0 TRG comptent une disposition de \u00ab\u00a0r\u00e9siliation pour raisons de commodit\u00e9\u00a0\u00bb mutuelle \u00e0 l\u2019article 2.4. Ce recours ne peut \u00eatre exerc\u00e9 que lorsque la SIERE a d\u00e9livr\u00e9 un avis de d\u00e9marrage. Lorsque la SIERE exerce ce droit, elle est tenue de payer les frais de d\u00e9veloppement pr\u00e9alable aux travaux du fournisseur. Ces frais doivent \u00eatre justifi\u00e9s par le fournisseur et sont assujettis aux limites de responsabilit\u00e9 pr\u00e9alable aux travaux contenues dans le contrat. Ces limites sont fond\u00e9es sur une somme forfaitaire fixe plus un montant par kilowatt de capacit\u00e9 du contrat.<\/p>\n Plus tard, les contrats \u00e0 TRG comme les TRG 4 et les TRG 5 et les contrats AGER comportent \u00e9galement un droit de r\u00e9siliation pr\u00e9alable \u00e0 la d\u00e9livrance d\u2019un avis de d\u00e9marrage appel\u00e9 un Keystone Development Milestone (KDM). Ce droit est \u00e9galement mutuel. De plus, ils comportent un droit de r\u00e9siliation pour raisons de commodit\u00e9\u00a0 post\u00e9rieure \u00e0 la d\u00e9livrance d\u2019un avis de d\u00e9marrage, que la SIERE appelle une r\u00e9siliation optionnelle. Toutefois, la SIERE ne peut pas exercer ce droit apr\u00e8s la date d\u2019exploitation commerciale (DEC). L\u2019article 9.6 des contrats AGER contient une formule d\u00e9taill\u00e9e pour calculer la compensation de r\u00e9siliation. Les contrats \u00e0 TRG 4 et \u00e0 TRG 5, qui ont \u00e9t\u00e9 mis en application apr\u00e8s l\u2019AGER, contiennent une formule similaire. La seule bonne chose que l\u2019on peut dire des contrats \u00e0 TRG est qu\u2019ils contiennent des dispositions bien con\u00e7ues pour la r\u00e9siliation \u00e0 diff\u00e9rentes \u00e9tapes des travaux et des formules d\u00e9taill\u00e9es pour calculer la compensation, ce que la plupart des contrats europ\u00e9ens ont omis.<\/p>\n Le contrat de White Pines est un cas exceptionnel. White Pines \u00e9tait un contrat \u00e0 TRG 1. Ce type de contrat ne contient pas de disposition \u00e0 l\u2019article 2.4. Il y en avait une initialement, mais le 2\u00a0ao\u00fbt 2011, tout juste avant l\u2019\u00e9lection \u00e0 l\u2019automne de cette ann\u00e9e, le gouvernement de l\u2019Ontario a enjoint \u00e0 l\u2019Office de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario (OEO) de renoncer \u00e0 ses droits de r\u00e9siliation \u00e0 l\u2019article 2.4 de ces contrats. Par cons\u00e9quent, le gouvernement a \u00e9t\u00e9 dans l\u2019obligation de d\u00e9poser un projet de loi sp\u00e9ciale appel\u00e9 la White Pines Wind Project Termination Act<\/em>17<\/sup> pour r\u00e8gler ce dossier.<\/p>\n La Loi sp\u00e9ciale a mis fin au contrat \u00e0 TRG en date du 4 mai 2010, qui avait \u00e9t\u00e9 accord\u00e9 \u00e0 White Pines. L\u2019article 5 de la Loi \u00e9teignait \u00e9galement toute cause d\u2019action que White Pines aurait pu invoquer contre l\u2019\u00c9tat, les membres actuels et ant\u00e9rieurs du Conseil ex\u00e9cutif ou tout employ\u00e9 actuel ou ant\u00e9rieur de l\u2019\u00c9tat. Aucune proc\u00e9dure judiciaire au titre de quelque loi que ce soit ne peut \u00eatre intent\u00e9e contre ces personnes m\u00eame si celle-ci avait \u00e9t\u00e9 engag\u00e9e avant l\u2019entr\u00e9e en vigueur de la Loi18<\/sup>.<\/p>\n En fait de compensation, la Loi pr\u00e9voit qu\u2019aucune personne n\u2019a droit \u00e0 quelque compensation que ce soit, sauf pour celle pr\u00e9vue \u00e0 l\u2019article 6 de la Loi. L\u2019article 6 \u00e9tablit la formule pour d\u00e9terminer une compensation et pr\u00e9voit que White Pines ne peut recouvrer que ses d\u00e9penses engag\u00e9es \u00e0 ce jour pour d\u00e9velopper le projet. Aucun recouvrement n\u2019est permis pour les profits perdus. Les d\u00e9penses de la Loi ne peuvent pas d\u00e9passer la juste valeur marchande. La Loi pr\u00e9voit \u00e9galement que tout diff\u00e9rend au titre de celle-ci doit \u00eatre r\u00e9gl\u00e9 par arbitrage en vertu de la Loi sur l\u2019arbitrage de l\u2019Ontario<\/em>19<\/sup>. <\/em><\/p>\n Il s\u2019agit d\u2019une loi tr\u00e8s exhaustive qui donne au gouvernement toute la flexibilit\u00e9 n\u00e9cessaire pour en arriver \u00e0 un r\u00e8glement, y compris la possibilit\u00e9 d\u2019\u00e9dicter de nouvelles lois \u00e9tablissant les montants maximums payables et\/ou la m\u00e9thode pour d\u00e9terminer un montant maximum.<\/p>\n Le\u00e7ons apprises<\/strong><\/p>\n Les contrats conclus par l\u2019administration pr\u00e9c\u00e9dente en Ontario comportaient un certain nombre de lacunes. Premi\u00e8rement, au cours des premiers jours, le gouvernement n\u2019a impos\u00e9 aucune limite \u00e0 la quantit\u00e9 totale d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pouvant \u00eatre achet\u00e9e dans le cadre du programme. Aujourd\u2019hui, la situation \u00e0 laquelle la province fait face est qu\u2019elle s\u2019est engag\u00e9e \u00e0 acheter de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019elle ne peut pas utiliser. L\u2019approvisionnement pr\u00e9vu aux contrats d\u00e9passe largement la demande.<\/p>\n Il n\u2019y a que trois solutions \u00e0 ce probl\u00e8me. D\u2019abord, la SIERE peut ordonner aux fournisseurs de r\u00e9duire le niveau de production pr\u00e9vu au contrat. Cela se produit couramment avec le vent qui souffle la nuit lorsqu\u2019il n\u2019y a pas de demande pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. De fa\u00e7on g\u00e9n\u00e9rale, les g\u00e9n\u00e9rateurs \u00e9oliens ne g\u00e9n\u00e8rent environ que 35\u00a0% de leur capacit\u00e9. Toutefois, les contrats \u00e0 TRG forcent le gouvernement \u00e0 acheter pr\u00e8s de 100\u00a0% de la capacit\u00e9. Il s\u2019agit essentiellement de contrats de \u00ab\u00a0paiement contre livraison\u00a0\u00bb, ce qui augmente donc consid\u00e9rablement les co\u00fbts par MW pour les clients. Si vous achetez 35\u00a0% de la capacit\u00e9 mais payez pour 100\u00a0% de celle-ci, votre co\u00fbt par MW est trois fois plus \u00e9lev\u00e9 que ce que vous croyiez qu\u2019il aurait d\u00fb \u00eatre.<\/p>\n L\u2019absence d\u2019une clause d\u2019ajustement de la capacit\u00e9 est un grave probl\u00e8me. La SIERE peut soit payer l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 non livr\u00e9e soit payer des clients am\u00e9ricains pour qu\u2019ils acceptent d\u2019absorber l\u2019exc\u00e8s d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 du r\u00e9seau. La SIERE a \u00e9galement \u00e9t\u00e9 oblig\u00e9e de faire ceci. L\u2019exc\u00e8s d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 doit \u00eatre \u00e9limin\u00e9 du r\u00e9seau. Il faut donc vendre l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 des prix n\u00e9gatifs. Au cours des derni\u00e8res ann\u00e9es, le co\u00fbt des ventes \u00e0 prix n\u00e9gatifs a \u00e9t\u00e9 consid\u00e9rable.<\/p>\n Des r\u00e9visions annuelles des prix auraient pu \u00eatre envisag\u00e9es. Le programme allemand, d\u00e8s le d\u00e9but, utilisait des r\u00e9ductions annuelles des tarifs. Pendant des ann\u00e9es, la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario a \u00e9tabli des plans tarifaires quinquennaux avec un changement de base apr\u00e8s la p\u00e9riode de cinq ans. Si, au changement de base, le service public faisait des gains trop \u00e9lev\u00e9s, les prix \u00e9taient r\u00e9tablis afin de ramener les tarifs au taux de rendement permis et les b\u00e9n\u00e9fices exceptionnels de p\u00e9riodes ant\u00e9rieures \u00e9taient partag\u00e9s \u00e9quitablement entre les clients et le service public. Un contrat \u00e0 long terme de 20\u00a0ans avec des volumes et des prix garantis et une indexation des prix est tout pr\u00e8s d\u2019un monopole neutre. En bref, une plus grande protection du consommateur aurait facilement pu \u00eatre introduite.<\/p>\n Deuxi\u00e8mement, les contrats ne pr\u00e9voyaient aucun ajustement pour une efficacit\u00e9 accrue. Les prix des contrats \u00e9taient \u00e9tablis en fonction des co\u00fbts avant la date de signature des contrats. Toutefois, l\u2019industrie a vu d\u2019importantes r\u00e9ductions des co\u00fbts \u00eatre r\u00e9alis\u00e9es dans la technologie \u00e9olienne et solaire. Ces r\u00e9ductions des co\u00fbts contribuent directement au b\u00e9n\u00e9fice net des fournisseurs, augmentant ainsi le taux de rendement du contrat de fa\u00e7on consid\u00e9rable. Si nous pr\u00e9sumons que le taux de rendement \u00e9tabli par la CEO pour les distributeurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario deux fois par ann\u00e9e est un taux de rendement \u00e9quitable, les profits exc\u00e9dentaires pour la plupart des contrats \u00e0 TRG sont substantiels.<\/p>\n Les modalit\u00e9s des contrats peuvent \u00eatre critiqu\u00e9es, mais le vrai probl\u00e8me aurait pu \u00eatre le processus de passation des contrats. Les contrats \u00e9taient des contrats d\u2019offres courantes accord\u00e9s dans l\u2019ordre des demandes. Lorsque les fen\u00eatres de contrats se sont ouvertes, les demandes ont afflu\u00e9. Premier arriv\u00e9, premier servi. La plupart \u00e9taient accept\u00e9es.<\/p>\n Le premier processus de passation de contrats \u00e0 TRG en Ontario d\u00e9courageait \u00e9galement la participation de la communaut\u00e9. Les contrats n\u2019exigeaient que des preuves de faisabilit\u00e9 de base. Les promoteurs rivalisaient les uns avec les autres pour des baux, ce qui signifie qu\u2019ils signaient des baux de mani\u00e8re confidentielle, sans que la communaut\u00e9 ne le sache. Les r\u00e8gles permettaient \u00e9galement aux promoteurs de r\u00e9troc\u00e9der des baux et des contrats avec peu de restrictions; une v\u00e9ritable jungle. En fin de compte, une plus grande participation de la communaut\u00e9 a \u00e9t\u00e9 r\u00e9clam\u00e9e, mais dans de nombreux cas il \u00e9tait trop tard.<\/p>\n Un processus beaucoup plus prudent aurait compris des appels d\u2019offres concurrentiels, comme la province de l\u2019Alberta a r\u00e9cemment choisi de le faire. Les prix que l\u2019Alberta a obtenus dans son plus r\u00e9cent appel d\u2019offres repr\u00e9sentaient une fraction des prix de l\u2019Ontario. Il est vrai que les co\u00fbts ont chut\u00e9 consid\u00e9rablement depuis que les premiers contrats ont \u00e9t\u00e9 octroy\u00e9s en Ontario, mais l\u2019absence d\u2019un processus concurrentiel a effectivement donn\u00e9 lieu \u00e0 des exc\u00e8s de co\u00fbts. Les prix de l\u2019Alberta sont deux fois moins \u00e9lev\u00e9s que ceux des plus r\u00e9cents contrats de l\u2019Ontario.<\/p>\n Conclusion<\/strong><\/p>\n Le nouveau gouvernement a fait un bon travail pour r\u00e8gler une situation difficile. Deux choses \u00e9taient tr\u00e8s claires. D\u2019abord, l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9tait tr\u00e8s dispendieuse. Deuxi\u00e8mement, la province n\u2019avait pas besoin de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n La solution a b\u00e9n\u00e9fici\u00e9 d\u2019une analyse bien raisonn\u00e9e, le nouveau gouvernement a d\u00e9cid\u00e9 de laisser les contrats \u00e0 TRG 1 de c\u00f4t\u00e9. Il est vrai que c\u2019est l\u00e0 que se trouvait la plus grande partie de la capacit\u00e9; certainement dans le cas de l\u2019\u00e9olien qui posait le plus grand probl\u00e8me. Mais c\u2019est aussi l\u00e0 que r\u00e9sidait le plus grand risque de litige.<\/p>\n Bon nombre de contrats \u00e0 TRG 1 appartenaient \u00e0 des Am\u00e9ricains et leur annulation pouvait mener \u00e0 une r\u00e9clamation au titre de l\u2019ALENA. Et si l\u2019on se fie \u00e0 Windstream<\/em>, il pourrait s\u2019agir d\u2019un processus dispendieux avec un r\u00e9sultat co\u00fbteux. La capacit\u00e9 de r\u00e8gler les contrats \u00e0 TRG 1 a \u00e9galement \u00e9t\u00e9 compromise par la d\u00e9cision du gouvernement ant\u00e9rieur avant la derni\u00e8re \u00e9lection de retirer les droits de r\u00e9siliation \u00e0 l\u2019article 2.4.<\/p>\n En th\u00e9orie, le gouvernement aurait pu adopter des lois sp\u00e9ciales pour r\u00e8gler d\u2019autres contrats \u00e0 TRG 1, comme il l\u2019a fait pour White Pines. Toutefois, White Pines \u00e9tait un cas sp\u00e9cial. L\u2019avis de d\u00e9marrage avait \u00e9t\u00e9 d\u00e9livr\u00e9 au cours des derniers jours du dernier gouvernement. De toute fa\u00e7on la plupart des autres contrats avaient depuis longtemps pass\u00e9 l\u2019\u00e9tape de l\u2019avis de d\u00e9marrage. Certains sont d\u00e9j\u00e0 raccord\u00e9s au r\u00e9seau et d\u2019autres \u00e9taient sur le point de l\u2019\u00eatre. Les investisseurs avaient inject\u00e9 d\u2019importantes sommes d\u2019argent dans les projets. Par exemple, Henvey\u00a0Inlet, un projet de 300\u00a0MW, avait r\u00e9uni un milliard de dollars de la part d\u2019investisseurs \u00e9trangers au d\u00e9but 2018.<\/p>\n L\u2019annulation avant l\u2019avis de d\u00e9marrage est tout \u00e0 fait permise en vertu du contrat et les dommages-int\u00e9r\u00eats \u00e9taient \u00e9tablis dans le contrat. Les investisseurs l\u2019avaient compris lorsqu\u2019ils ont investi. Au bout du compte, l\u2019inqui\u00e9tude selon laquelle les annulations par le gouvernement compromettent les possibilit\u00e9s d\u2019investissements \u00e9trangers dans les projets \u00e9nerg\u00e9tiques en Ontario est probablement exag\u00e9r\u00e9e.<\/p>\n *Gordon Kaiser est un arbitre et m\u00e9diateur en exercice \u00e0 Toronto et \u00e0 Washington DC, et ancien vice-pr\u00e9sident de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario.<\/p>\n <\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":" Au cours de la derni\u00e8re d\u00e9cennie, des gouvernements de partout dans le monde ont accru leurs efforts pour faire la transition vers une \u00e9conomie \u00e0 faibles \u00e9missions de carbone. L\u2019une des plus importantes initiatives dans cet effort a \u00e9t\u00e9 l\u2019introduction de contrats \u00e0 tarifs de rachat garantis (TRG) pour promouvoir l\u2019\u00e9nergie renouvelable. 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