3<\/sup>.<\/p>\nLes volumes en baisse ont forc\u00e9 TransCanada \u00e0 hausser les tarifs des clients restants afin de couvrir ses co\u00fbts fixes. Cela ne pr\u00e9sageait rien de bon et l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie (ON\u00c9) a difficilement g\u00e9r\u00e9 cette situation. L\u2019un des probl\u00e8mes vient du fait que les clients de TransCanada ont commenc\u00e9 \u00e0 utiliser un service interruptible plus abordable, sachant qu\u2019aucune interruption n\u2019aurait lieu. Finalement, l\u2019ON\u00c9 a r\u00e9agi en d\u00e9r\u00e9glementant cet aspect du service et, bien entendu, les prix ont grimp\u00e9. Toutefois, cette d\u00e9r\u00e9glementation a entrain\u00e9 des cons\u00e9quences inattendues et la question est loin d\u2019\u00eatre r\u00e9gl\u00e9e au moment de mettre sous presse. Il est tout \u00e0 fait possible que l\u2019affaire n\u00e9cessite la tenue d\u2019une nouvelle audience bas\u00e9e sur une nouvelle preuve, mais cela reste \u00e0 voir.<\/p>\n
Le grand d\u00e9bat sur les pipelines<\/b><\/h3>\n
Au Canada, 2013 fut l\u2019ann\u00e9e des pipelines. Au moins cinq projets \u00e9taient en cause.<\/p>\n
Le projet de l\u2019ol\u00e9oduc Keystone XL de TransCanada est le plus controvers\u00e9. Ce projet n\u2019engage pas directement les organismes de r\u00e9glementation canadiens, puisqu\u2019il revient actuellement au pr\u00e9sident des \u00c9tats-Unis de l\u2019autoriser. Il a toutefois pr\u00e9par\u00e9 le terrain pour le conflit qui oppose les entreprises pipelini\u00e8res aux groupes environnementaux, et les organismes de r\u00e9glementation du Canada prennent ce conflit tr\u00e8s au s\u00e9rieux. L\u2019un des atouts les plus solides qu\u2019avait TransCanada au d\u00e9part, soit celui de garantir une s\u00e9curit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique aux Am\u00e9ricains, a perdu de sa force en raison de l\u2019\u00e9norme hausse de l\u2019approvisionnement en gaz de schiste susmentionn\u00e9, laquelle assure aux Am\u00e9ricains l\u2019autosuffisance \u00e9nerg\u00e9tique d\u2019ici 2035.<\/p>\n
L\u2019ol\u00e9oduc Keystone repr\u00e9sente un investissement de taille pour TransCanada. L\u2019entreprise a d\u00e9pens\u00e9 2,3 milliards de dollars sur la portion sud du projet et pr\u00e9voit d\u00e9bourser une somme additionnelle de 5,4 milliards de dollars sur la portion nord. Le Final Supplemental Environmental Impact Statement<\/i> du d\u00e9partement d\u2019\u00c9tat des \u00c9tats-Unis apporte de bonnes et de mauvaises nouvelles. Selon ce rapport paru \u00e0 la fin de janvier 2014, un baril de p\u00e9trole de l\u2019Alberta occasionne 17 % plus d\u2019\u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre qu\u2019un baril normal raffin\u00e9 aux \u00c9tats-Unis. Cependant, le rapport souligne \u00e9galement que la construction de l\u2019ol\u00e9oduc n\u2019aurait pas une incidence importante sur le changement climatique, car autrement, le p\u00e9trole brut d\u2019Alberta serait probablement transport\u00e9 dans les march\u00e9s soit par d\u2019autres ol\u00e9oducs, soit par train.<\/p>\n
Cela comporte une part de v\u00e9rit\u00e9. Des projets majeurs de transport de p\u00e9trole brut venant des sables bitumineux de l\u2019Alberta vers la c\u00f4te de la Colombie-Britannique sont en cours. Ce p\u00e9trole serait ensuite exp\u00e9di\u00e9 en Asie. De plus, il est d\u00e9sormais normal de voir des trains transportant du p\u00e9trole brut. Au Canada, \u00e0 la fin de 2013, 80 000 barils par jour \u00e9taient transport\u00e9s sur le r\u00e9seau ferroviaire alors que deux ans plus t\u00f4t, la quantit\u00e9 de barils \u00e9tait n\u00e9gligeable. D\u2019ailleurs, compte tenu des catastrophes survenues \u00e0 Lac-M\u00e9gantic et ailleurs, nous commen\u00e7ons \u00e0 constater que le transport de p\u00e9trole brut par train n\u2019est pas une solution avantageuse pour ce qui est de la s\u00e9curit\u00e9 et de la pollution.<\/p>\n
L\u2019ol\u00e9oduc Northern Gateway d\u2019Enbridge constituait le deuxi\u00e8me projet en importance \u00e0 l\u2019\u00e9tude au Canada en 2013. Celui-ci repr\u00e9sente un investissement de 5,5 milliards de dollars. Ce projet vise \u00e0 acheminer du p\u00e9trole brut issu des sables bitumineux vers la c\u00f4te Ouest, d\u2019o\u00f9 il serait exp\u00e9di\u00e9 vers des march\u00e9s internationaux du littoral du Pacifique, lesquels pratiquent des prix plus \u00e9lev\u00e9s. Ce projet a \u00e9galement fait l\u2019objet de s\u00e9v\u00e8res critiques de la part de groupes environnementaux et d\u2019une opposition aussi importante des Premi\u00e8res nations de la c\u00f4te. Le Rapport de la commission d\u2019examen conjoint sur le projet Enbridge Northern Gateway<\/i>, qui recommande l\u2019autorisation du projet, est analys\u00e9 par Rowland Harrison dans le pr\u00e9sent num\u00e9ro.<\/p>\n
Les organismes de r\u00e9glementation canadiens doivent r\u00e9pondre de plus en plus aux pr\u00e9occupations des Premi\u00e8res nations. Au cours des derni\u00e8res ann\u00e9es, tant les organismes de r\u00e9glementation que les tribunaux se sont efforc\u00e9s de traiter cette question. Il s\u2019agit l\u00e0 d\u2019un enjeu constitutionnel important. L\u2019excellent article de fond du pr\u00e9sent num\u00e9ro, r\u00e9dig\u00e9 par Keith Bergner, expose ces faits de fa\u00e7on tr\u00e8s d\u00e9taill\u00e9e.<\/p>\n
La demande de Kinder Morgan, qui vise \u00e0 doubler son ol\u00e9oduc actuel entre Edmonton et Burnaby en Colombie-Britannique au co\u00fbt de 5,4 milliards de dollars, constitue le troisi\u00e8me projet digne de mention en 2013. Gr\u00e2ce \u00e0 ce projet, la capacit\u00e9 de l\u2019ol\u00e9oduc augmenterait de 300 000 \u00e0 900 000 barils par jour. Comme il s\u2019agit d\u2019une canalisation existante, l\u2019opposition est moins importante que dans le cas des projets Keystone XL et Northern Gateway. Toutefois, les groupes environnementaux et les Premi\u00e8res nations sont actifs et rien n\u2019est garanti dans le monde de la construction de pipelines.<\/p>\n
Une telle pr\u00e9occupation se confirme par le projet Alberta Clipper d\u2019Enbridge qui pr\u00e9voit la construction d\u2019une conduite de p\u00e9trole brut de 1 600 km entre Hardisty, en Alberta, et Superior, au Wisconsin. L\u2019entreprise avait d\u2019abord compris qu\u2019un permis pr\u00e9sidentiel autorisant l\u2019augmentation de la capacit\u00e9 de la conduite de 450 000 barils par jour (capacit\u00e9 actuelle) \u00e0 800 000 barils par jour lui serait d\u00e9livr\u00e9 au milieu de l\u2019ann\u00e9e. Cependant, le projet a \u00e9t\u00e9 retard\u00e9 \u00e0 la suite d\u2019une requ\u00eate de groupes environnementaux voulant que le d\u00e9partement d\u2019\u00c9tat proc\u00e8de \u00e0 une enqu\u00eate et publie une \u00e9tude d\u2019impact environnemental suppl\u00e9mentaire qui tient compte des effets cumulatifs des projets Alberta Clipper et Keystone XL.<\/p>\n
Le dernier cas et en quelque sorte le plus int\u00e9ressant est le plus r\u00e9cent projet de TransCanada : l\u2019ol\u00e9oduc \u00c9nergie Est. Ce dernier repr\u00e9sente un investissement de 12 milliards de dollars visant \u00e0 transformer le gazoduc existant de l\u2019entreprise en ol\u00e9oduc qui s\u2019\u00e9tend de l\u2019Alberta \u00e0 la fronti\u00e8re du Qu\u00e9bec, puis \u00e0 construire un nouvel ol\u00e9oduc parcourant le Qu\u00e9bec et le Nouveau-Brunswick, jusqu\u2019aux raffineries d\u2019Irving situ\u00e9es sur la c\u00f4te.<\/p>\n
\u00c0 certains \u00e9gards, ce projet est n\u00e9 d\u2019une r\u00e9action \u00e0 la baisse de la demande de transport de gaz naturel sur la canalisation principale de TransCanada et de la d\u00e9cision r\u00e9cente de l\u2019ON\u00c9 faisant suite \u00e0 la demande de TransCanada de revoir les prix du gaz transport\u00e9 par cette canalisation.<\/p>\n
Le projet \u00c9nergie Est a pris un tournant int\u00e9ressant. Bien que le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral et l\u2019ON\u00c9 d\u00e9tiennent une comp\u00e9tence exclusive sur les pipelines interprovinciaux, le ministre de l\u2019\u00c9nergie de l\u2019Ontario a demand\u00e9 \u00e0 la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (C\u00c9O) de mener une consultation \u00e0 l\u2019\u00e9chelle provinciale sur les effets du projet. Le ministre a demand\u00e9 \u00e0 la C\u00c9O d\u2019examiner les effets de la canalisation sur les consommateurs de gaz naturel de la province en ce qui a trait aux tarifs, \u00e0 la fiabilit\u00e9 et \u00e0 l\u2019acc\u00e8s \u00e0 l\u2019approvisionnement. Le ministre a \u00e9galement demand\u00e9 \u00e0 la C\u00c9O d\u2019\u00e9valuer les r\u00e9percussions de l\u2019ol\u00e9oduc sur la s\u00e9curit\u00e9, l\u2019environnement, les collectivit\u00e9s locales et les communaut\u00e9s autochtones, de m\u00eame que les effets \u00e0 court et \u00e0 long terme sur l\u2019\u00e9conomie de la province. \u00c0 la fin de ce processus, qui comprendra la tenue de consultations aux quatre coins de la province au cours des prochains mois, l\u2019ON\u00c9 pr\u00e9sentera un rapport au ministre qui servira de source d\u2019information pour planifier l\u2019intervention que la province pr\u00e9voit effectuer au cours de l\u2019audience f\u00e9d\u00e9rale.<\/p>\n
L\u2019absence de croissance<\/b><\/h3>\n
Les probl\u00e8mes soulev\u00e9s par la baisse de la demande, comme nous l\u2019avons vu dans le cas de la canalisation principale de TransCanada, toucheront bient\u00f4t les entreprises locales de distribution canadiennes, surtout en Ontario. \u00c0 l\u2019\u00e9chelle du pays, il semble que l\u2019Ontario soit au premier rang pour ce qui est des trois facteurs qui causent la chute de la demande en \u00e9nergie, soit la hausse des prix, l\u2019augmentation de l\u2019efficacit\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie et le passage \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie d\u00e9centralis\u00e9e.<\/p>\n
Le r\u00e9cent Plan \u00e9nerg\u00e9tique \u00e0 long terme<\/i> (PELT) publi\u00e9 par le gouvernement de l\u2019Ontario contient des informations fort int\u00e9ressantes. En 2005, la demande en \u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario \u00e9tait de 155 TWh. Cette demande est pass\u00e9e \u00e0 141 TWh en 2013, ce qui repr\u00e9sente une baisse de 9 %. En 2011, la consommation moyenne d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u2019un m\u00e9nage \u00e9tait de 10 MWh. En 2031, elle devrait passer \u00e0 7,5 MWh. L\u2019Energy Information Agency (EIA) pr\u00e9voit qu\u2019en 2035, l\u2019\u00e9clairage d\u2019un m\u00e9nage sera de 827 kWh par ann\u00e9e, c\u2019est-\u00e0-dire 47 % sous le niveau de 2011. La consommation moyenne des clients commerciaux en 2011 \u00e9tait de 18 kWh par pied carr\u00e9 de plancher et selon les pr\u00e9visions, en 2031, elle sera de 15 kWh par pied carr\u00e9.<\/p>\n
Une grande part de ces r\u00e9ductions de la demande est caus\u00e9e par la r\u00e9action des clients \u00e0 la hausse des prix. En Ontario, le co\u00fbt de l\u2019offre de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 du R\u00e9gime de la grille tarifaire r\u00e9glement\u00e9e (RGTR) est pass\u00e9 de 5,5 cents en mai 2008 \u00e0 8,9 cents \u00e0 l\u2019automne 2013, ce qui constitue une augmentation de 63 %. Le PELT pr\u00e9voit que la facture moyenne r\u00e9sidentielle en Ontario passera de 125 $ par mois en 2013 \u00e0 178 $ par mois en 2018, soit une augmentation de 42 %.<\/p>\n
Le co\u00fbt \u00e9lev\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable qui s\u2019int\u00e8gre actuellement au syst\u00e8me est l\u2019un des facteurs qui contribuent aux hausses de prix. Cette nouvelle production est co\u00fbteuse par rapport \u00e0 la production traditionnelle. Le dernier rapport de l\u2019Ontario sur le RGTR indique que le co\u00fbt de l\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9tait de 4,8 cents par kWh et que celui de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 nucl\u00e9aire \u00e9tait de 6 cents par kWh. En revanche, l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9olienne vaut 12 cents par kWh et l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 solaire, 49 cents par kWh.<\/p>\n
L\u2019Ontario a en outre \u00e9t\u00e9 un chef de file en mati\u00e8re de conservation. La province a sollicit\u00e9 pr\u00e8s de 5 millions de clients ontariens pour utiliser des compteurs intelligents permettant d\u2019appliquer les tarifs en fonction des heures de consommation, une mesure qui s\u2019est \u00e9lev\u00e9e \u00e0 1 milliard de dollars. Ainsi, la demande de pointe a chut\u00e9 d\u2019environ 3 %, ce qui \u00e9quivaut \u00e0 1 000 MW. Par le pass\u00e9, la conservation \u00e9tait l\u2019affaire des services publics et relevait du gouvernement dans la plupart des cas.<\/p>\n
Le r\u00f4le de la conservation et ses r\u00e9percussions sur la demande ne feront que s\u2019intensifier. D\u2019apr\u00e8s le PELT de l\u2019Ontario, la province investira dans la conservation avant d\u2019investir dans la nouvelle production. Depuis 2005, la conservation a permis de r\u00e9duire la demande en \u00e9lectricit\u00e9 de 1 900 MW. Le rapport sur le PELT pr\u00e9voit que la conservation entra\u00eenera des r\u00e9ductions de la demande de pointe de 1.500 MW en 2015 et de presque 3 000 MW d\u2019ici 2030.<\/p>\n
Les mesures de conservation \u00e0 venir seront toutefois diff\u00e9rentes, c\u2019est-\u00e0-dire que les clients prendront plus de mesures eux-m\u00eames, sans \u00eatre influenc\u00e9s par les services publics ou le gouvernement. Les clients touch\u00e9s par la hausse des co\u00fbts prendront leurs propres d\u00e9cisions au moyen de technologies de pointes.<\/p>\n
Google a r\u00e9cemment pay\u00e9 3 milliards de dollars pour l\u2019acquisition de Nest, un fournisseur de thermostats intelligents. Ces derniers pourraient devenir plus populaires que les compteurs intelligents, car ils ont l\u2019avantage de se connecter \u00e0 l\u2019aide d\u2019Internet et leur installation ne n\u00e9cessite que quelques minutes plut\u00f4t que plusieurs mois. De plus, les co\u00fbts de transport sont nuls. Les appareils qui communiquent avec ces thermostats sont d\u00e9j\u00e0 entre les mains des clients; il s\u2019agit des t\u00e9l\u00e9phones intelligents. Dans ce nouveau monde, l\u2019intelligence est partout : compteurs intelligents, r\u00e9seau intelligent, t\u00e9l\u00e9phones intelligents et, dor\u00e9navant, des thermostats intelligents.<\/p>\n
D\u2019autres technologies influenceront le comportement des clients. Les syst\u00e8mes d\u2019accumulateurs perfectionn\u00e9s permettront un stockage d\u2019\u00e9nergie plus abordable pour les v\u00e9hicules \u00e9lectriques, les r\u00e9sidences et les commerces. Le stockage d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, qui \u00e9tait un objectif du ministre dans le PELT de l\u2019Ontario, pourrait devenir la prochaine technologie perturbatrice. Ces technologies cr\u00e9eront certains enjeux int\u00e9ressants en ce qui a trait \u00e0 la r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie au Canada.<\/p>\n
Le troisi\u00e8me facteur responsable de la baisse de la demande est peut-\u00eatre celui qui changera vraiment la donne. Les clients, surtout les consommateurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, se retirent du r\u00e9seau, encore une fois sous l\u2019influence de la technologie \u2013solaire cette fois. L\u2019industrie solaire a d\u2019abord \u00e9prouv\u00e9 des probl\u00e8mes, mais actuellement, les prix baissent rapidement. En 1977, le prix moyen d\u2019un panneau solaire photovolta\u00efque \u00e9tait de 77 $ par watt. Aujourd\u2019hui, il est possible de s\u2019en procurer pour moins de 1 $ par watt. \u00c0 l\u2019\u00e9chelle mondiale, la nouvelle capacit\u00e9 de production solaire surpassera bient\u00f4t la capacit\u00e9 \u00e9olienne. En 2013, des syst\u00e8mes solaires totalisant plus de 100 milliards de dollars seront install\u00e9s, ce qui repr\u00e9sente plus de 100 GW. De nos jours, les entreprises financent l\u2019installation de dispositifs solaires sur des toits de r\u00e9sidences en \u00e9change de l\u2019\u00e9nergie exc\u00e9dentaire produite. L\u2019arriv\u00e9e de l\u2019\u00e9nergie solaire sur le march\u00e9 commercial est la prochaine \u00e9tape. En 2013, Walmart a install\u00e9 plus de 65 MW d\u2019\u00e9nergie solaire, Costco, 39 MW et IKEA, 21,5 MW.<\/p>\n
La production locale ne se limite pas \u00e0 l\u2019\u00e9nergie solaire. En Californie, les manufacturiers ont recours \u00e0 l\u2019autoproduction et aux micro\u00e9oliennes, diminuant ainsi la part d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qui leur est vendue de 33 % \u00e0 10 %. Ces tendances repr\u00e9sentent de r\u00e9els probl\u00e8mes pour les services publics et les organismes de r\u00e9glementation.<\/p>\n
Les industries de la production et de la distribution d\u2019\u00e9nergie ont des co\u00fbts fixes \u00e9lev\u00e9s. Tant que la demande est croissante, une grande partie des revenus additionnels deviennent des b\u00e9n\u00e9fices nets. Mais lorsque le contraire se produit et que la demande baisse, les profits chutent. Au fur et \u00e0 mesure que des clients se retirent du r\u00e9seau, ceux qui demeurent doivent payer une partie des co\u00fbts fixes de plus en plus importante moyennant des tarifs plus \u00e9lev\u00e9s. Comme les tarifs ne cessent d\u2019augmenter, un plus grand nombre de clients trouvent de nouvelles possibilit\u00e9s. Ce ph\u00e9nom\u00e8ne repr\u00e9sente une tendance fatale pour les services publics.<\/p>\n
Nouvelle difficult\u00e9 en mati\u00e8re de r\u00e9glementation<\/b><\/h3>\n
Sur certains points, le cas de la canalisation principale de TransCanada survenu l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re a servi d\u2019avertissement aux organismes qui r\u00e9glementent les entreprises locales de distribution et, de fait, ces organismes ont vu venir les difficult\u00e9s. Par exemple, ce printemps, la C\u00c9O publiera une \u00e9tude portant directement sur le probl\u00e8me de baisse de volume.<\/p>\n
Les recommandations tir\u00e9es de cette \u00e9tude feront probablement \u00e9tat d\u2019une nouvelle prime de puissance, car dans un monde o\u00f9 la demande est en d\u00e9clin, les tarifs ne peuvent se baser uniquement sur le volume. Toutefois, un tarif qui d\u00e9pend enti\u00e8rement d\u2019une prime de puissance pourrait annuler tous les acquis provenant des vastes programmes d\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique \u00e9tablis \u00e0 l\u2019\u00e9chelle nationale. L\u2019Ontario aura toutefois une prime de puissance unique du fait que le montant d\u00e9pendra de la demande maximale de la client\u00e8le. Les clients dont la demande maximale sera plus importante auront une prime de puissance plus \u00e9lev\u00e9e que ceux dont la demande maximale sera plus basse. D\u2019autres autorit\u00e9s sont engag\u00e9es dans ce type d\u2019analyse, notamment la California Energy Commission<\/i>, r\u00e9cemment charg\u00e9e d\u2019entreprendre un examen des tarifs par la l\u00e9gislature de l\u2019\u00c9tat.<\/p>\n
L\u2019absence de croissance soul\u00e8ve \u00e9galement des probl\u00e8mes r\u00e9els \u00e0 l\u2019\u00e9gard des mesures tarifaires d\u2019incitation, qui sont devenues monnaie courante dans un grand nombre de territoires de comp\u00e9tence. Le concept est assez simple : l\u2019augmentation du tarif se limite \u00e0 une augmentation de l\u2019indice de prix d\u2019une industrie moins un facteur de productivit\u00e9. Mais en l\u2019absence de croissance, il n\u2019y a pas d\u2019augmentation de productivit\u00e9. Lorsqu\u2019il y a une baisse dans la demande d\u2019une industrie dont les co\u00fbts fixes sont \u00e9lev\u00e9s, la productivit\u00e9 chute, et cela n\u2019est pas caus\u00e9 par l\u2019inefficacit\u00e9. La baisse de la demande qui entra\u00eene la chute de productivit\u00e9 est en grande partie attribuable \u00e0 des facteurs qui \u00e9chappent au contr\u00f4le des services publics.<\/p>\n
Tant les services publics de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 que les distributeurs de gaz auront \u00e0 faire face \u00e0 ce probl\u00e8me, quoique ces derniers se trouvent en quelque sorte dans une situation diff\u00e9rente. Leur co\u00fbt \u00e9nerg\u00e9tique, c\u2019est-\u00e0-dire le gaz naturel qu\u2019ils ach\u00e8tent, a \u00e9galement chut\u00e9 de fa\u00e7on spectaculaire en Am\u00e9rique du Nord \u00e0 cause du gaz de schiste. Les services publics de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, pour leur part, se situent \u00e0 l\u2019autre bout de l\u2019\u00e9chelle : leur co\u00fbt \u00e9nerg\u00e9tique est hauss\u00e9 par les \u00e9nergies renouvelables et par la construction de nouvelles installations de production traditionnelle co\u00fbteuses.<\/p>\n
La solution \u00e0 long terme \u00e0 la tendance fatale pour les services publics pourrait n\u00e9cessiter davantage qu\u2019une nouvelle tarification. Si les services publics de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 veulent survivre, ils devront peut-\u00eatre devenir des entreprises de services \u00e9nerg\u00e9tiques int\u00e9gr\u00e9es. Pour que cela soit possible, les organismes de r\u00e9glementation et les l\u00e9gislateurs auront \u00e0 r\u00e9crire les r\u00e8gles du jeu. Le d\u00e9bat tient au fait que, pour survivre, les services publics doivent \u00eatre en mesure de participer sur les nouveaux march\u00e9s. Les d\u00e9cideurs et les organismes de r\u00e9glementation devront supprimer les limites artificielles qui, au cours des ann\u00e9es, ont \u00e9t\u00e9 mises en place tant sur les march\u00e9s de produits que sur les march\u00e9s g\u00e9ographiques.<\/p>\n
Faut-il interdire aux entreprises locales de distribution de participer \u00e0 la production? Cette question ne s\u2019applique pas qu\u2019\u00e0 la production : les organismes de r\u00e9glementation devront s\u2019occuper d\u2019une panoplie d\u2019autres \u00ab.nouveaux \u00bb services sous peu, notamment le stockage d\u2019\u00e9nergie, l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique et la recharge de v\u00e9hicules \u00e9lectriques. Sans oublier que les services publics soutiendront qu\u2019ils devraient \u00eatre en mesure de chercher \u00e0 \u00e9tablir de nouveaux partenariats uniques et, apr\u00e8s tout, qu\u2019ils devraient profiter de r\u00e8gles de jeu \u00e9quitables leur permettant de rivaliser avec les nouveaux concurrents qui p\u00e9n\u00e8trent leur march\u00e9.<\/p>\n
Le fait de revoir la situation des services publics pourrait pr\u00e9senter des avantages importants. En premier lieu, cela pourrait sauver ces entreprises, ce qui, il va sans dire, est une bonne chose. En second lieu, cela pourrait stimuler le d\u00e9veloppement de nouvelles technologies. Les services publics ont acc\u00e8s \u00e0 des capitaux et \u00e0 des connaissances et peuvent mettre \u00e0 profit les relations \u00e9troites qu\u2019ils entretiennent avec leurs clients. La possibilit\u00e9 que les services publics utilisent des revenus tir\u00e9s de march\u00e9s monopolistiques pour subventionner des activit\u00e9s sur des march\u00e9s concurrentiels demeurera toujours une pr\u00e9occupation, mais la distinction entre ces march\u00e9s n\u2019est peut-\u00eatre pas si claire.<\/p>\n
Le temps est peut-\u00eatre r\u00e9volu pour les r\u00e8glements d\u2019exclusion syst\u00e9matique qui \u00e9tablissent des limites entre les services qui semblent peu judicieuses dans le monde de la technologie moderne.<\/p>\n
La situation n\u2019est pas simple \u00e0 r\u00e9gler et les organismes de r\u00e9glementation et les l\u00e9gislateurs devront se d\u00e9mener. L\u2019\u00e9quilibre est fragile. Mais il suffit de consid\u00e9rer la d\u00e9cision rendue dans l\u2019affaire de la canalisation principale de TransCanada et d\u2019autres articles du pr\u00e9sent num\u00e9ro de la Publication trimestrielle sur la r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie<\/i> pour se rendre compte que la prochaine difficult\u00e9 \u00e0 surmonter en mati\u00e8re de r\u00e9glementation se profile \u00e0 l\u2019horizon.<\/p>\n
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