{"id":2220,"date":"2018-09-20T13:40:06","date_gmt":"2018-09-20T13:40:06","guid":{"rendered":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/?p=2220"},"modified":"2022-06-24T15:22:01","modified_gmt":"2022-06-24T15:22:01","slug":"the-new-alberta-electricity-legislation","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/the-new-alberta-electricity-legislation","title":{"rendered":"Les nouvelles dispositions l\u00e9gislatives sur l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta"},"content":{"rendered":"<p>Le 11 juin 2018, le pouvoir l\u00e9gislatif de l\u2019Alberta a adopt\u00e9 le projet de loi 13, <em>An Act to Secure Alberta\u2019s Electricity Future<\/em><sup>2<\/sup>. Le projet de loi 13 modifie plusieurs lois existantes et met en place le cadre juridique n\u00e9cessaire pour l\u2019\u00e9tablissement d\u2019un march\u00e9 de la capacit\u00e9 de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u2013 qui marque un point tournant dans le r\u00e9gime de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta. Ce faisant, il apporte des changements notables \u00e0 la fa\u00e7on d\u2019\u00e9tablir et d\u2019approuver les r\u00e8gles en Alberta, ce qui sera abord\u00e9 plus en d\u00e9tail dans cet article. Les possibilit\u00e9s pour les parties int\u00e9ress\u00e9es de prendre part \u00e0 ces processus d\u2019\u00e9laboration des r\u00e8gles sont d\u00e9crites ci-dessous.<\/p>\n<p>Les premi\u00e8res versions du projet de loi comprenaient des modifications l\u00e9gislatives tant attendues en vue de r\u00e9pondre \u00e0 une question courante \u00e0 savoir comment les ali\u00e9nations extraordinaires de biens dans le secteur des services publics sont g\u00e9r\u00e9es en Alberta, question soulev\u00e9e par la d\u00e9cision de 2006 de la Cour supr\u00eame du Canada dans <em>Stores Block<\/em><sup>3<\/sup>. Toutefois, ces dispositions n\u2019ont pas franchi le processus l\u00e9gislatif, comme il sera expliqu\u00e9 par la pr\u00e9sente.<\/p>\n<p><strong>Le virage d\u2019<\/strong><strong>\u00ab\u00a0<\/strong><strong>\u00e9nergie<\/strong> <strong>seulement\u00a0\u00bb \u00e0 \u00ab\u00a0\u00e9nergie + capacit\u00e9\u00a0\u00bb<\/strong><\/p>\n<p>Pr\u00e9sentement, l\u2019Alberta fonctionne en vertu d\u2019un march\u00e9 d\u2019\u00e9nergie seulement, o\u00f9 les producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sont pay\u00e9s uniquement pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019ils fournissent au march\u00e9. La seule exception pour certains est le march\u00e9 des services connexes, o\u00f9 les entreprises peuvent \u00eatre pay\u00e9es pour fournir les ressources n\u00e9cessaires au soutien de l\u2019exploitation du r\u00e9seau de transport. Le projet de loi 13 introduira un troisi\u00e8me march\u00e9 \u2013 un march\u00e9 de capacit\u00e9 \u2013 qui aura d\u2019importantes r\u00e9percussions sur la structure g\u00e9n\u00e9rale du march\u00e9 pour les producteurs.<\/p>\n<p>La transition vers un march\u00e9 de capacit\u00e9 est issue du Plan de leadership sur le climat<sup>4<\/sup> de 2015 du gouvernement de l\u2019Alberta, qui visait \u00e0 acc\u00e9l\u00e9rer l\u2019\u00e9limination progressive de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du charbon et \u00e0 remplacer cette production par des sources renouvelables d\u2019\u00e9nergie. Ce changement, incluant le Programme d\u2019\u00e9nergie renouvelable de l\u2019Alberta Electric System Operator (AESO) qui a suivi, aurait pu avoir une incidence consid\u00e9rable sur la dynamique de march\u00e9 du march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie seulement, qui a \u00e9t\u00e9 con\u00e7u pour favoriser une production suffisante au plus faible co\u00fbt \u2013 peu importe la technologie utilis\u00e9e. L\u2019AESO a d\u00e9termin\u00e9 que les nouvelles priorit\u00e9s \u00e9tablies dans le cadre du Plan de leadership sur le climat \u00e9taient susceptibles de nuire \u00e0 la capacit\u00e9 du march\u00e9 d\u2019assurer un approvisionnement fiable et de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 prix raisonnable \u00e0 long terme.<\/p>\n<p>Dans un march\u00e9 de capacit\u00e9, les producteurs sont pay\u00e9s pour leur capacit\u00e9 \u00e0 fournir ult\u00e9rieurement de l\u2019\u00e9nergie. En principe, plus la source d\u2019approvisionnement est fiable, plus le paiement de la capacit\u00e9 sera \u00e9lev\u00e9. Par cons\u00e9quent, pour s\u2019assurer qu\u2019un approvisionnement fiable d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 reste disponible ult\u00e9rieurement et faciliter l\u2019atteinte des objectifs strat\u00e9giques du gouvernement de l\u2019Alberta sur le climat, l\u2019AESO a recommand\u00e9 que l\u2019Alberta fasse la transition vers un march\u00e9 de capacit\u00e9<sup>5<\/sup>.<\/p>\n<p>Le dernier changement important apport\u00e9 au march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta (d\u00e9r\u00e8glementation) a \u00e9t\u00e9\u00a0 un processus pluriannuel faisant appel aux conseils et \u00e0 l\u2019expertise d\u2019une vaste gamme d\u2019intervenants et d\u2019experts internationaux. En revanche, le gouvernement de l\u2019Alberta a d\u2019abord introduit le projet de loi en avril 2018 et s\u2019attend \u00e0 ce que la premi\u00e8re ench\u00e8re de capacit\u00e9 ait lieu en novembre 2019, alors que la transition devrait s\u2019achever d\u2019ici 2021<sup>6<\/sup>. L\u2019importance accord\u00e9e \u00e0 une transition rapide est \u00e9vidente dans le projet de loi 13, qui fixe des d\u00e9lais serr\u00e9s pour l\u2019\u00e9tablissement de nouvelles r\u00e8gles du march\u00e9 et qui limite les droits des parties \u00e0 d\u00e9poser des plaintes ou \u00e0 en appeler des r\u00e8gles initiales, abord\u00e9es ci-dessous.<\/p>\n<p><strong>R\u00e8gles du march\u00e9 de capacit\u00e9<\/strong><\/p>\n<p>Les joueurs dans le march\u00e9 de capacit\u00e9 seront assujettis \u00e0 la m\u00eame obligation g\u00e9n\u00e9rale de se comporter d\u2019une fa\u00e7on qui favorise un fonctionnement juste, efficace et ouvertement concurrentiel (JEOC) du march\u00e9, \u00e9tant donn\u00e9 qu\u2019ils \u00e9voluent dans le march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie seulement. Toutefois, des r\u00e8gles pr\u00e9cises seront n\u00e9cessaires afin de clarifier comment le march\u00e9 fonctionnera et quels comportements seront r\u00e9compens\u00e9s plut\u00f4t que p\u00e9nalis\u00e9s. Certaines de ces r\u00e8gles sont cr\u00e9\u00e9es par l\u2019AESO, lesquelles doivent appuyer un fonctionnement JEOC du march\u00e9 de capacit\u00e9.<\/p>\n<p>Le projet de loi 13 introduit plusieurs obligations particuli\u00e8res concernant l\u2019\u00e9laboration de r\u00e8gles, y compris des changements au processus traditionnel d\u2019\u00e9laboration de r\u00e8gles de l\u2019AESO. Notamment\u00a0:<\/p>\n<ul style=\"padding-left: 30px;\">\n<li>Le projet de loi 13 impose \u00e0 l\u2019AESO l\u2019obligation d\u2019\u00e9laborer des r\u00e8gles, dans les plus brefs d\u00e9lais possibles, pour l\u2019\u00e9tablissement et l\u2019exploitation du march\u00e9 de capacit\u00e9. Cela peut comprendre des r\u00e8gles concernant les ench\u00e8res de capacit\u00e9, les joueurs du march\u00e9 de capacit\u00e9 et le calcul des paiements de capacit\u00e9<sup>7<\/sup>.<\/li>\n<li>En ce moment, les r\u00e8gles \u00e9tablies par l\u2019AESO sont r\u00e9put\u00e9es \u00eatre approuv\u00e9es \u00e0 moins qu\u2019un joueur du march\u00e9 ne s\u2019y objecte<sup>8<\/sup>. Toutefois, en vertu du nouveau r\u00e9gime l\u00e9gislatif, l\u2019AESO sera tenu d\u2019obtenir l\u2019approbation de l\u2019Alberta Utilities Commission (AUC) pour toutes les r\u00e8gles de march\u00e9<sup>9<\/sup>.<\/li>\n<li>Le projet de loi 13 met en place un processus d\u2019examen provisoire de l\u2019AUC pour les nouvelles r\u00e8gles propos\u00e9es par l\u2019AESO qui sont jug\u00e9es \u00ab\u00a0essentielles\u00a0\u00bb \u00e0 l\u2019\u00e9tablissement et \u00e0 l\u2019exploitation du march\u00e9 de capacit\u00e9. L\u2019AUC doit approuver de fa\u00e7on \u00ab\u00a0provisoire\u00a0\u00bb ces r\u00e8gles de l\u2019AUC dans les six mois suivant leur d\u00e9p\u00f4t.\n<ul>\n<li>\u00c0 la suite de l\u2019approbation provisoire d\u2019une r\u00e8gle, cette derni\u00e8re doit faire l\u2019objet d\u2019un examen complet par l\u2019AUC dans les 24 mois suivant son d\u00e9p\u00f4t. Cela signifie que les r\u00e8gles qui sont approuv\u00e9es de fa\u00e7on provisoire ne feront pas l\u2019objet d\u2019un examen complet avant d\u2019\u00eatre mises en place et avant la premi\u00e8re ench\u00e8re de capacit\u00e9.<\/li>\n<li>On ne sait toujours pas quelle sera l\u2019incidence des changements survenant apr\u00e8s le processus d\u2019examen complet ou de l\u2019application d\u2019une r\u00e8gle de l\u2019AESO distincte sur les joueurs qui participent d\u00e9j\u00e0 au march\u00e9 de capacit\u00e9. \u00c0 la suite de l\u2019adoption du projet de loi 13, l\u2019AUC peut r\u00e9troactivement apporter des changements aux r\u00e8gles, ce qui cr\u00e9e un risque pour les joueurs du march\u00e9.<\/li>\n<li>Selon le minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie, le premier ensemble de r\u00e8gles pour le march\u00e9 de capacit\u00e9 sera d\u00e9pos\u00e9 aupr\u00e8s de l\u2019AUC en janvier 2019<sup>10<\/sup>. Le processus d\u2019examen provisoire sera donc achev\u00e9 d\u2019ici juillet 2019, ce qui permettra la mise en place des r\u00e8gles approuv\u00e9es de fa\u00e7on provisoire avant la tenue de l\u2019ench\u00e8re initiale de la capacit\u00e9 pr\u00e9vue pour novembre 2019. L\u2019examen complet ne sera pas achev\u00e9 avant 2021.<\/li>\n<li>Le projet de loi 13 ne semble pas tenir compte d\u2019un sc\u00e9nario o\u00f9 l\u2019AUC rejetterait certaines ou l\u2019ensemble des r\u00e8gles provisoires de l\u2019AESO ou exigerait de l\u2019AESO qu\u2019il y apporte certaines modifications ou qu\u2019il proc\u00e8de \u00e0 de plus amples travaux avant d\u2019accorder l\u2019approbation provisoire. Ces situations pourraient d\u00e9clencher un processus allant au-del\u00e0 de la premi\u00e8re date d\u2019ench\u00e8re, ce qui pourrait avoir une incidence sur les d\u00e9lais de mise en \u0153uvre dans l\u2019ensemble.<\/li>\n<li>Le processus d\u2019examen provisoire fixe la barre \u00e0 un plus bas niveau pour l\u2019approbation de l\u2019AUC, \u00e9tant donn\u00e9 que l\u2019AUC peut approuver provisoirement une r\u00e8gle de l\u2019AESO \u00ab\u00a0s\u2019il lui semble\u00a0\u00bb que la r\u00e8gle respecte certains crit\u00e8res<sup>11<\/sup>. En revanche, en vertu du processus d\u2019examen normal, l\u2019AUC doit \u00eatre \u00ab\u00a0convaincue\u00a0\u00bb que les crit\u00e8res ont \u00e9t\u00e9 respect\u00e9s<sup>12<\/sup>.<\/li>\n<li>G\u00e9n\u00e9ralement, tout joueur du march\u00e9 peut d\u00e9poser une plainte aupr\u00e8s de l\u2019AUC concernant la conduite de l\u2019AESO ou les r\u00e8gles qui sont en vigueur<sup>13<\/sup>. Le projet de loi 13 interdit les plaintes port\u00e9es aupr\u00e8s de l\u2019AUC concernant les r\u00e8gles approuv\u00e9es de fa\u00e7on provisoire<sup>14<\/sup>.<\/li>\n<li>En vertu de l\u2019article 29 de l\u2019<em>Alberta Utilities Commission Act<\/em><sup>15<\/sup>, toute d\u00e9cision ou ordonnance de l\u2019AUC est susceptible d\u2019appel \u00e0 la Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta pour des questions de droit ou de juridiction. Le projet de loi 13 tente de prot\u00e9ger les approbations provisoires de r\u00e8gles contre ce processus d\u2019examen en interdisant les appels de toute d\u00e9cision de l\u2019AUC li\u00e9e \u00e0 une r\u00e8gle provisoire de l\u2019AESO jusqu\u2019\u00e0 la fin du processus d\u2019\u00ab\u00a0examen normal\u00a0\u00bb de deux ans<sup>16<\/sup>.<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n<p>En plus des r\u00e8gles de march\u00e9 en cours d\u2019\u00e9laboration par l\u2019AESO, Alberta Energy proc\u00e8de actuellement \u00e0 l\u2019\u00e9laboration de r\u00e8glements concernant le march\u00e9 de capacit\u00e9. Ces r\u00e8glements devraient porter sur ce qui suit\u00a0:<\/p>\n<ul style=\"padding-left: 30px;\">\n<li>le r\u00e8glement de litiges et les plaintes avant la tenue des ench\u00e8res de capacit\u00e9;<\/li>\n<li>l\u2019ad\u00e9quation des ressources;<\/li>\n<li>la r\u00e9partition des co\u00fbts; et<\/li>\n<li>un fonctionnement juste, efficace et ouvertement concurrentiel.<\/li>\n<\/ul>\n<p><strong>Consultation et r\u00e8gles \u00e0 propos de l\u2019\u00e9laboration de r\u00e8gles<\/strong><\/p>\n<p>Bien que le projet de loi 13 r\u00e9duise grandement les possibilit\u00e9s pour les parties int\u00e9ress\u00e9es de contester des r\u00e8gles provisoires, une plus grande obligation de consulter sera impos\u00e9e \u00e0 l\u2019AESO au cours de l\u2019\u00e9laboration de r\u00e8gles. Conform\u00e9ment au projet de loi 13, l\u2019AUC doit \u00e9tablir des r\u00e8gles exigeant de l\u2019AESO qu\u2019il consulte l\u2019administrateur de la surveillance du march\u00e9, les joueurs du march\u00e9 et d\u2019autres parties int\u00e9ress\u00e9es lorsqu\u2019il \u00e9labore des r\u00e8gles<sup>17<\/sup>. C\u2019est pourquoi l\u2019AUC a publi\u00e9 la r\u00e8gle provisoire 017\u00a0: <em>Procedures and Process for Development of ISO Rules and Filing of ISO Rules with the Alberta Utilities Commission<\/em>, qui traite des exigences et des crit\u00e8res \u00e9tablis dans le projet de loi 13 concernant les proc\u00e9dures et le processus pour l\u2019\u00e9laboration des r\u00e8gles de l\u2019AESO.<\/p>\n<p>Les consultations concernant la r\u00e8gle provisoire 017 sont en cours, et bon nombre de parties int\u00e9ress\u00e9es ont exprim\u00e9 leurs inqui\u00e9tudes \u00e0 l\u2019\u00e9gard de la version actuelle. La r\u00e8gle d\u00e9finitive 017 devrait \u00eatre publi\u00e9e le 1<sup>er <\/sup>ao\u00fbt 2018<sup>18<\/sup>. Pour l\u2019instant, il n\u2019est pas clair quel processus l\u2019AUC suivra pour l\u2019approbation des r\u00e8gles de l\u2019AESO, y compris les r\u00e8gles provisoires.<\/p>\n<p><strong>Possibilit\u00e9s de consultation continue <\/strong><\/p>\n<p>L\u2019AESO continuera de consulter les parties int\u00e9ress\u00e9es concernant la mise en \u0153uvre du march\u00e9 de capacit\u00e9. En ce moment, quatre volets de consultation sont pr\u00e9vus\u00a0:<\/p>\n<ul style=\"padding-left: 30px;\">\n<li><strong>R\u00e8gles du march\u00e9 de capacit\u00e9<\/strong> (du 26 juillet au 31 octobre 2018)\u00a0: R\u00e9daction des r\u00e8gles de l\u2019AESO et consultation sur ces r\u00e8gles, qui \u00e9tabliront les obligations des joueurs du march\u00e9 et de l\u2019AESO pour les march\u00e9s de la capacit\u00e9, de l\u2019\u00e9nergie et des services connexes. Les r\u00e8gles du march\u00e9 de la capacit\u00e9 \u00e9labor\u00e9es par l\u2019AESO devraient correspondre, en grande partie, \u00e0 la proposition finale d\u2019organisation g\u00e9n\u00e9rale du march\u00e9<sup>19<\/sup>, et la nouvelle r\u00e8gle 017 de l\u2019AUC influera sur le processus de consultation. L\u2019AESO pr\u00e9voit \u00e9laborer environ 18 nouvelles r\u00e8gles, dont 16 r\u00e8gles pour le march\u00e9 de capacit\u00e9 et deux nouvelles r\u00e8gles concernant la surveillance du march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie, l\u2019att\u00e9nuation des risques sur ce march\u00e9, et la d\u00e9claration et la coordination de l\u2019indisponibilit\u00e9 d\u2019actifs de capacit\u00e9 pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande. Toutes ces r\u00e8gles seront soumises pour approbation provisoire par l\u2019AUC<sup>20<\/sup>.<\/li>\n<li><strong>Courbe de demande\u00a0<\/strong>(du 16\u00a0ao\u00fbt \u00e0 octobre\u00a02018)\u00a0: Collaboration d\u2019un groupe de travail \u00e0 la d\u00e9termination de la courbe de demande et au choix du texte utilis\u00e9 pour le d\u00e9p\u00f4t de la courbe de demande (d\u00e9crite sous la forme de r\u00e8gles et qui suivra le processus d\u2019approbation des r\u00e8gles provisoires). Cette collaboration aura lieu parall\u00e8lement \u00e0 la consultation sur les r\u00e8gles du march\u00e9 de capacit\u00e9<sup>21<\/sup>.<\/li>\n<li><strong>Conception d\u2019un syst\u00e8me de tarification pour la r\u00e9partition des co\u00fbts\u00a0<\/strong>(d\u2019ao\u00fbt 2018 jusqu\u2019\u00e0 la fin de 2019)\u00a0: Participation du groupe consultatif et des groupes de travail \u00e0 la conception d\u2019un syst\u00e8me de tarification en vue de r\u00e9partir les co\u00fbts engag\u00e9s dans l\u2019exploitation du march\u00e9 de capacit\u00e9.<\/li>\n<li><strong>Feuille de route du march\u00e9 <\/strong>(d\u2019octobre 2018 \u00e0 novembre 2019 et au-del\u00e0)\u00a0: Consultation sur les facteurs \u00e0 incorporer dans la structure du march\u00e9 au-del\u00e0 de l\u2019\u00e9ch\u00e9ance 2021-2022<sup>22<\/sup>.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Alberta Energy \u00a0a \u00e9galement mis en branle un processus de collaboration avec les parties int\u00e9ress\u00e9es pour l\u2019\u00e9laboration d\u2019un r\u00e8glement sur le march\u00e9 de capacit\u00e9, ce qui, semble-t-il, donnera l\u2019occasion \u00e0 ces derniers de formuler des recommandations et des commentaires d\u00e9taill\u00e9s sur le r\u00e8glement propos\u00e9. L\u2019Alberta entend distribuer un document de discussion aux parties int\u00e9ress\u00e9es le 23\u00a0juillet 2018 pour mettre en marche le processus, qui comprendra \u00e9galement un webinaire le 25\u00a0juillet 2018.<\/p>\n<p><strong><em>Stores Block<\/em><\/strong>\u00a0<strong>: viser trop haut<\/strong><\/p>\n<p>En plus de faciliter la transition du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, les versions ant\u00e9rieures du projet de loi contenaient des dispositions visant \u00e0 combler ce que nombre de personnes consid\u00e8rent comme une lacune dans la r\u00e8glementation cr\u00e9\u00e9e par la d\u00e9cision\u00a0<em>Stores Block<\/em>. Les dispositions propos\u00e9es n\u2019ont toutefois pas surv\u00e9cu au processus d\u2019\u00e9tude en comit\u00e9 et ont \u00e9t\u00e9 retranch\u00e9es en vertu d\u2019une modification propos\u00e9e par le minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie.<\/p>\n<p>\u00c0 titre indicatif, la Cour supr\u00eame du Canada a rendu sa d\u00e9cision en 2006 dans l\u2019affaire\u00a0<em>Stores Block:\u00a0ATCO Gas &amp; Pipelines Ltd. c. Alberta (Energy &amp; Utilities Board)<\/em><sup>23<\/sup>. Concernant\u00a0<em>Stores Block<\/em>, il s\u2019agissait de d\u00e9terminer si l\u2019organisme de r\u00e8glementation des services publics de l\u2019Alberta (alors l\u2019Alberta Energy and Utilities Board et maintenant l\u2019AUC) avait le pouvoir de distribuer aux clients d\u2019un service public les gains issus de la vente d\u2019actifs d\u2019une soci\u00e9t\u00e9 de service public. La Cour supr\u00eame a statu\u00e9 que l\u2019organisme de r\u00e8glementation ne disposait pas d\u2019un tel pouvoir et que les gains issus de l\u2019ali\u00e9nation d\u2019actifs d\u2019une soci\u00e9t\u00e9 de service public revenaient uniquement aux actionnaires propri\u00e9taires de la soci\u00e9t\u00e9<sup>24<\/sup>. Le fait que les actifs avaient servi \u00e0 la prestation du service public n\u2019avait aucune importance, seuls les propri\u00e9taires des actifs de la soci\u00e9t\u00e9 de service public avaient droit aux gains<sup>25<\/sup>.<\/p>\n<p><em>Stores Block<\/em> a \u00e9t\u00e9 appliqu\u00e9 dans diverses d\u00e9cisions r\u00e8glementaires portant sur la situation inverse o\u00f9 des propri\u00e9taires de soci\u00e9t\u00e9s de services publics ont \u00e9t\u00e9 forc\u00e9s de porter le fardeau de pertes inattendues caus\u00e9es par le d\u00e9laissement ou la destruction d\u2019actifs<sup>26<\/sup>. Cette approche a \u00e9t\u00e9 confirm\u00e9e par le jugement de la Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta dans la cause <em>FortisAlberta Inc v Alberta (Utilities Commission)<\/em><sup>27<\/sup><em>.<\/em> Selon la logique <em>Stores Block<\/em> voulant que les gains d\u2019une vente ne reviennent qu\u2019aux propri\u00e9taires de la soci\u00e9t\u00e9 de service public concern\u00e9e et non aux clients, les pertes occasionn\u00e9es par les actifs d\u00e9laiss\u00e9s ou devenus inutiles \u00e0 la prestation d\u2019un service public devraient donc \u00e9galement n\u2019\u00eatre assum\u00e9es que par les propri\u00e9taires<sup>28<\/sup>. Dans l\u2019affaire <em>FortisAlberta<\/em>, la Cour a consid\u00e9r\u00e9 que le principe \u00e9tabli dans <em>Stores Block<\/em> \u00e9tait valable en droit en Alberta<sup>29<\/sup>. Ce faisant, elle a cr\u00e9\u00e9 le sentiment que le jugement <em>Stores Block<\/em> et la jurisprudence en d\u00e9coulant ne pourraient \u00eatre renvers\u00e9s que par un texte l\u00e9gislatif.<\/p>\n<p>En ce qui a trait plus particuli\u00e8rement au Plan de leadership sur le climat, la question de la responsabilit\u00e9 des pertes a surgi relativement aux mises \u00e0 jour technologiques n\u00e9cessaires pour favoriser et permettre une production accrue d\u2019\u00e9nergie renouvelable. Par exemple, en raison de l\u2019approche adopt\u00e9e par l\u2019AUC concernant la responsabilit\u00e9 des co\u00fbts li\u00e9s au d\u00e9laissement d\u2019actifs \u00e0 la suite du jugement\u00a0<em>Stores Block<\/em>, EPCOR a refus\u00e9 de poursuivre son programme d\u2019infrastructure pour compteurs \u00ab\u00a0intelligents\u00a0\u00bb, car les compteurs existants ne s\u2019\u00e9taient pas d\u00e9pr\u00e9ci\u00e9s compl\u00e8tement, et le \u00ab\u00a0d\u00e9laissement\u00a0\u00bb de ces actifs se traduirait par une perte pour les actionnaires de la soci\u00e9t\u00e9 de service public<sup>30<\/sup>. Les soci\u00e9t\u00e9s de services publics ont r\u00e9cemment affirm\u00e9 qu\u2019une telle approche constitue un obstacle au d\u00e9veloppement futur de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable, car les soci\u00e9t\u00e9s de distribution seront peut-\u00eatre peu enclines \u00e0 investir dans les actifs et la technologie \u00e9ventuellement n\u00e9cessaires pour atteindre les objectifs de production d\u2019\u00e9nergie renouvelable du gouvernement si cela entra\u00eene un d\u00e9laissement d\u2019actifs et une perte financi\u00e8re. Elles ont laiss\u00e9 entendre que des r\u00e9visions l\u00e9gislatives ou un \u00e9claircissement suppl\u00e9mentaire de la politique du gouvernement seraient requis avant la r\u00e9alisation de tels investissements pour r\u00e9pondre aux objectifs du plan de leadership sur le climat<sup>31<\/sup>.<\/p>\n<p>Le projet de loi\u00a013 en premi\u00e8re lecture proposait de modifier l\u2019<em>Alberta Utilities Commission Act<\/em>\u00a0en ajoutant le paragraphe\u00a017.1, qui donnait \u00e0 l\u2019AUC le pouvoir de r\u00e9partir entre le propri\u00e9taire d\u2019une soci\u00e9t\u00e9 de service public et ses clients les co\u00fbts et les gains r\u00e9sultant\u00a0:<\/p>\n<ol style=\"list-style-type: lower-alpha; padding-left: 30px;\">\n<li>de la vente ou de la location d\u2019une propri\u00e9t\u00e9 appartenant \u00e0 la soci\u00e9t\u00e9, ou de la prise d\u2019une hypoth\u00e8que sur cette propri\u00e9t\u00e9;<\/li>\n<li>du retrait ou de la mise hors service d\u2019une propri\u00e9t\u00e9 servant \u00e0 fournir un service au public par le propri\u00e9taire de la soci\u00e9t\u00e9 de service public;<\/li>\n<li>du retrait d\u2019une propri\u00e9t\u00e9 de la valeur des actifs<sup>32<\/sup>.<\/li>\n<\/ol>\n<p>Ces dispositions constituent une r\u00e9ponse claire aux d\u00e9cisions\u00a0<em>Stores Block\/FortisAlberta<\/em>, dont l\u2019ombre plane sur le secteur des services publics de l\u2019Alberta depuis 2006. Toutefois, elles ont fait l\u2019objet de critiques de la part de certaines parties int\u00e9ress\u00e9es, car elles n\u2019indiquaient pas clairement dans quelles circonstances les co\u00fbts li\u00e9s au d\u00e9laissement d\u2019actifs seraient assum\u00e9s par les actionnaires de la soci\u00e9t\u00e9 de service public ou les contribuables.<\/p>\n<p>Les dispositions ont finalement \u00e9t\u00e9 retranch\u00e9es \u00e0 l\u2019\u00e9tape de l\u2019\u00e9tude en comit\u00e9. Le 30\u00a0mai 2018, le ministre de l\u2019\u00c9nergie proposait d\u2019amender le projet de loi\u00a013 en retranchant les dispositions \u00e9voqu\u00e9es ci-dessus destin\u00e9es \u00e0 combler la lacune relev\u00e9e dans l\u2019affaire\u00a0<em>Stores Block<\/em><sup>33<\/sup>. En faisant cette proposition, le ministre a soulign\u00e9 la n\u00e9cessit\u00e9 de poursuivre la discussion et exprim\u00e9 le d\u00e9sir d\u2019une collaboration accrue avec l\u2019industrie, les groupes de d\u00e9fense des consommateurs et les organismes gouvernementaux concern\u00e9s en vue d\u2019\u00ab \u00e9laborer la meilleure politique possible pour les Albertains\u00a0\u00bb<sup>34<\/sup>. L\u2019amendement a \u00e9t\u00e9 vot\u00e9 et les dispositions ont \u00e9t\u00e9 retranch\u00e9es.<\/p>\n<p>Par cons\u00e9quent, m\u00eame si la modification des dispositions l\u00e9gislatives en vue de corriger la lacune cr\u00e9\u00e9e dans\u00a0<em>Stores Block <\/em>semble \u00e0 venir, nous devrons patienter avant de conna\u00eetre l\u2019approche que le gouvernement utilisera pour traiter cette question. L\u2019\u00e9vocation par le ministre d\u2019une autre consultation laisse pr\u00e9sager la possibilit\u00e9 pour les joueurs du march\u00e9 de formuler des recommandations avant la pr\u00e9sentation de la prochaine proposition au pouvoir l\u00e9gislatif.<\/p>\n<p>Le fait que ces dispositions aient \u00e9t\u00e9 propos\u00e9es puis retranch\u00e9es citant la n\u00e9cessit\u00e9 de tenir une autre consultation est une indication \u00e0 savoir que le processus de modification du syst\u00e8me de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Alberta m\u00e9rite d\u2019\u00eatre soigneusement pris en consid\u00e9ration pour s\u2019assurer que le syst\u00e8me qui en r\u00e9sulte fonctionne et profite aux Albertains.<\/p>\n<p><strong>Entr\u00e9e en vigueur<\/strong><\/p>\n<p>La majeure partie du projet de loi 13, y compris les dispositions abord\u00e9es par la pr\u00e9sente, entrera en vigueur le 1<sup>er<\/sup> ao\u00fbt 2018<sup>35<\/sup>. Quelques dispositions ont pris effet au moment de la sanction royale du 11\u00a0juin 2018<sup>36<\/sup>, alors que le reste des dispositions entreront en vigueur par proclamation<sup>37<\/sup>. La plupart des dispositions ont \u00e9t\u00e9 proclam\u00e9es en vigueur le 1er ao\u00fbt 2018, \u00e0 l\u2019exception des dispositions 2(24), 2(25) et 37(a)(ii) concernant l\u2019<em>Electric Utilities Act<\/em>. Aucune date de proclamation n\u2019a encore \u00e9t\u00e9 fix\u00e9e pour les autres dispositions.<\/p>\n<ol class=\"footnote\">\n<li>Les auteurs sont partenaires et associ\u00e9s chez Osler, Hoskin et Harcourt LLP \u00e0 Calgary. Une version ant\u00e9rieure de cet article a \u00e9t\u00e9 publi\u00e9e par les auteurs dans le Osler Law Bulletin.<\/li>\n<li>PL 13,<em> An Act to Secure Alberta\u2019s Electricity Future<\/em>, 4<sup>e<\/sup> sess, 29<sup>e<\/sup> l\u00e9g, Alberta, 2010 [projet de loi 13].<\/li>\n<li><sub>\u00a0<\/sub><em>ATCO Gas &amp; Pipelines Ltd. c. Alberta (Energy &amp; Utilities Board)<\/em>, 2006 CSC 4 [<em>Stores Block<\/em>].<\/li>\n<li>Lorne Carson et autres, \u00ab\u00a0Nouveau plan de lutte contre les changements climatiques de l\u2019Alberta\u00a0\u00bb, (23\u00a0novembre 2015), <em>Osler<\/em>, en ligne\u00a0: &lt;<a href=\"https:\/\/www.osler.com\/fr\/ressources\/reglements\/2015\/nouveau-plan-de-lutte-contre-les-changements-clima\">https:\/\/www.osler.com\/fr\/ressources\/reglements\/2015\/nouveau-plan-de-lutte-contre-les-changements-clima<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Alberta Electric System Operator, <em>Alberta\u2019s Wholesale Electricity Market Transition Recommendation<\/em>, Alberta, AESO, 3 octobre 2016, en ligne\u00a0: &lt;https:\/\/www.alberta.ca\/documents\/Electricity-market-transition-report.PDF&gt;.<\/li>\n<li>Gouvernement de l\u2019Alberta,<em> Electricity capacity market<\/em>, en ligne\u00a0: &lt;<a href=\"https:\/\/www.alberta.ca\/electricity-capacity-market.aspx\">https:\/\/www.alberta.ca\/electricity-capacity-market.aspx<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Projet de loi 13,<em> supra <\/em>note 2, art 2(29).<\/li>\n<li><em>Electric Utilities Act<\/em>, SA 2003 c E-5.1, art 20.3 [<em>Electric Utilities Act<\/em>].<\/li>\n<li>Projet de loi 13,<em> supra <\/em>note 2, art 2(13).<\/li>\n<li>Alberta, minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie,\u00a0<em>An Act to Secure Alberta\u2019s Electricity Future Technical Information Session, <\/em>pr\u00e9sentation, avril 2018, en ligne : &lt;https:\/\/www.energy.alberta.ca\/AU\/electricity\/AboutElec\/Documents\/StakeholderAgencyBill 13 Presentation.pdf&gt;.<\/li>\n<li>Projet de loi 13,<em> supra <\/em>note 2, art 2(14).<\/li>\n<li><em>Ibid<\/em>, art 2(14).<\/li>\n<li><em>Electric Utilities Act<\/em>, <em>supra<\/em> note 8, art 25<\/li>\n<li>Projet de loi 13, <em>supra <\/em>note 2, art 2(14).<\/li>\n<li><em>Alberta Utilities Commission Act, <\/em>SA 2007 c A-37.2.<\/li>\n<li>Projet de loi 13, <em>supra <\/em>note 2, art 2(14).<\/li>\n<li><em>Ibid<\/em>, art 2(18).<\/li>\n<li>Alberta Utilities Commission, <em>AUC Rule 017: Consultation Meeting<\/em>, pr\u00e9sentation, 26 juin 2018, en ligne\u00a0: &lt;<a href=\"http:\/\/www.auc.ab.ca\/regulatory_documents\/Consultations\/2018-06-26-Rule017-PresentationSlides.pdf\">http:\/\/www.auc.ab.ca\/regulatory_documents\/Consultations\/2018-06-26-Rule017-PresentationSlides.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Alberta Electric System Operator, <em>Comprehensive Market Design Final Proposal<\/em>, Alberta, AESO, 29 juin 2018, en ligne\u00a0: &lt;https:\/\/www.aeso.ca\/assets\/Uploads\/Consolidated-proposal.pdf&gt;.<\/li>\n<li>Alberta Electric System Operator,<em> Market TransitionIndustry Stakeholder Session<\/em>, pr\u00e9sentation, 10 juillet 2018, en ligne\u00a0: &lt;<a href=\"https:\/\/www.aeso.ca\/assets\/Uploads\/July-10-Market-Transition-Industry-Session-FINAL2.pdf\">https:\/\/www.aeso.ca\/assets\/Uploads\/July-10-Market-Transition-Industry-Session-FINAL2.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Ibid.<\/em><\/li>\n<li><em>Ibid.<\/em><\/li>\n<li><em>Stores Block, supra<\/em> note 3; Pour un bref aper\u00e7u de l\u2019affaire <em>Stores Block\/Fortis Alberta<\/em>, voir Nigel Banks, \u00ab\u00a0Overturning Stores Block and Implementing the Capacity Market\u00a0\u00bb, (25 avril 2018) <em>ABlawg <\/em>(blogue), en ligne\u00a0: &lt;<a href=\"https:\/\/ablawg.ca\/wp-content\/uploads\/2018\/04\/Blog_NB_Bill_13.pdf\">https:\/\/ablawg.ca\/wp-content\/uploads\/2018\/04\/Blog_NB_Bill_13.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Stores Block<\/em>,<em> supra <\/em>note 3 au para 78.<\/li>\n<li><em>Ibid<\/em> au para 87.<\/li>\n<li>Voir <em>FortisAlberta Inc<\/em> <em>v Alberta (Utilities Commission)<\/em>, 2015 ABCA 295 aux para 59-62 [<em>FortisAlberta<\/em>].<\/li>\n<li><em>Ibid.<\/em><\/li>\n<li><em>Ibid<\/em> au para 62.<\/li>\n<li><em>Ibid<\/em> aux para 160, 161.<\/li>\n<li><em>EPCOR Distribution &amp; Transmission Inc \u2013 2013 PBR Capital Tracker True-up and 2014-2015 PBR Capital Tracker Forecast <\/em>(25 janvier 2015), 3100-D01-2015, en ligne\u00a0: &lt;<a href=\"http:\/\/www.auc.ab.ca\/regulatory_documents\/ProceedingDocuments\/2015\/3100-D01-2015.pdf\">http:\/\/www.auc.ab.ca\/regulatory_documents\/ProceedingDocuments\/2015\/3100-D01-2015.pdf<\/a>&gt;, au para 705.<\/li>\n<li>Alberta Utilities Commission, <em>Alberta Electric Distribution System-Connected Generation Inquiry: Final Report<\/em>, Alberta, AU, 29 d\u00e9cembre 2017, aux para 294-297.<\/li>\n<li>Projet de loi 13, <em>supra <\/em>note 2, art 1(2) (premi\u00e8re lecture le 19 avril 2018).<\/li>\n<li>PL 13 A1, <em>Amendments to Bill 13 An Act to Secure Alberta\u2019s Electricity Future Act<\/em>, 4<sup>e <\/sup>sess, 29<sup>e<\/sup> l\u00e9g, Alberta, 2018, section A (adopt\u00e9e par l\u2019Assembl\u00e9e l\u00e9gislative de l\u2019Alberta le 30 mai 2018).<\/li>\n<li>Alberta, Assembl\u00e9e l\u00e9gislative, <em>Hansard<\/em>, 4<sup>e <\/sup>sess, 29<sup>e <\/sup>l\u00e9g, (le 30 mai 2018) \u00e0 1322.<\/li>\n<li>OC 2018-208 (le 14 juin 2018).<\/li>\n<li>Projet de loi 13, <em>supra <\/em>note 2, art 1(1), (3), (10), (11) et (12), 2(1), (2)(a)(viii), (3), (6), (18), (26), (30), (31), (32), (33), (36), (37)(a)(i) et (39) et 3(1) et (2).<\/li>\n<li>Voir <em>Ibid<\/em>, art 5(1).<\/li>\n<\/ol>\n<p><\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>Le 11 juin 2018, le pouvoir l\u00e9gislatif de l\u2019Alberta a adopt\u00e9 le projet de loi 13, An Act to Secure Alberta\u2019s Electricity Future2. 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