<\/p>\n
POLITIQUES SE RAPPORTANT AUX PIPELINES<\/strong><\/p>\n Le Canada pourrait bient\u00f4t recevoir le prix mondial du pays o\u00f9 il est le plus difficile de r\u00e9aliser des projets \u00e9nerg\u00e9tiques. C\u2019est notamment le cas des pipelines. Au cours des cinq derni\u00e8res ann\u00e9es, les investisseurs ont laiss\u00e9 tomber quatre grands projets. Au total, on parle de 50 G$1<\/sup>\u00a0en investissements. Il s\u2019agit du pipeline TransCanada \u00c9nergie Est, le pipeline Enbridge Northern Gateway, l\u2019extension du pipeline Trans Mountain et la mine de sables bitumineux Teck Frontier situ\u00e9e entre Fort McMurray et Fort Chipewyan.<\/p>\n Trans Mountain a \u00e9t\u00e9 sauv\u00e9 \u00e0 la derni\u00e8re minute lorsque le gouvernement du Canada a pris la d\u00e9cision d\u2019acheter le pipeline au co\u00fbt de 4,5\u00a0G$. Teck Resources a obtenu l\u2019approbation r\u00e9glementaire pour son projet de sables bitumineux Teck Frontier et l\u2019approbation finale du cabinet f\u00e9d\u00e9ral \u00e9tait attendue \u00e0 la fin du mois de f\u00e9vrier. Toutefois, une semaine avant l\u2019annonce de la d\u00e9cision du cabinet, la soci\u00e9t\u00e9 a retir\u00e9 son projet, sans doute en raison du blocus des voies ferr\u00e9es aux quatre coins du pays par les groupes autochtones oppos\u00e9s au projet Coastal GasLink.<\/p>\n Les quatre projets en cours sont le projet d\u2019expansion Trans Mountain (TMX), Keystone\u00a0XL, Coastal GasLink et la canalisation\u00a03 d\u2019Enbridge. Avant d\u2019examiner l\u2019\u00e9tat actuel de ces quatre projets, voyons ce qui s\u2019est pass\u00e9 pour les deux projets qui ont \u00e9chou\u00e9, \u00c9nergie Est et Northern Gateway.<\/p>\n LES PROJETS QUI ONT \u00c9CHOU\u00c9<\/strong><\/p>\n En avril 2013, TransCanada a d\u00e9pos\u00e9 une demande de construction du pipeline \u00c9nergie Est, un pipeline de 4\u2005500\u00a0km allant de l\u2019Alberta \u00e0 la c\u00f4te est du Canada, \u00e0 un co\u00fbt de 15,7\u00a0G$. La justification \u00e9tait suffisamment fond\u00e9e. Les raffineurs de la c\u00f4te est du Canada importaient 80\u00a0% du p\u00e9trole brut qu\u2019ils traitaient. Le brut de l\u2019Alberta pouvait remplacer ce brut \u00e9tranger.<\/p>\n Cependant, les choses ont d\u00e9rap\u00e9 lorsque l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie (ONE) a suspendu les audiences afin de statuer sur une motion selon laquelle deux membres de la commission charg\u00e9e de l\u2019affaire \u00e9taient partiaux. Finalement, l\u2019ONE a remplac\u00e9 les deux membres de la commission. L\u2019\u00e9tude du projet a recommenc\u00e9 avec de nouveaux membres, qui ont rejet\u00e9 toutes les d\u00e9cisions de la commission pr\u00e9c\u00e9dente. Le v\u00e9ritable clou dans le cercueil a \u00e9t\u00e9 un changement de politique gouvernementale. Le nouveau comit\u00e9 a rendu une d\u00e9cision indiquant que, pour la premi\u00e8re fois, le comit\u00e9 prendrait en compte, dans son \u00e9valuation du projet, le co\u00fbt des \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre r\u00e9sultant de l\u2019augmentation de la production et de la consommation de p\u00e9trole d\u00e9coulant du projet. \u00c7a en \u00e9tait assez pour TransCanada. En octobre 2017, la compagnie a annul\u00e9 le projet.<\/p>\n Le pipeline Enbridge Northern Gateway a \u00e9galement connu des d\u00e9veloppements inattendus et sans pr\u00e9c\u00e9dent. Ce pipeline devait parcourir 1\u2005178 km de Bruderheim, en Alberta, jusqu\u2019\u00e0 un terminal maritime \u00e0 Kitimat, en Colombie-Britannique, et co\u00fbter 7,9\u00a0G$. Deux canalisations \u00e9taient pr\u00e9vues. L\u2019une devait transporter 525\u2005000 barils de p\u00e9trole albertain par jour vers l\u2019ouest. L\u2019autre devait transporter 93\u2005000 barils de condensat en Alberta pour le traitement du bitume albertain.<\/p>\n Le 19 d\u00e9cembre 2013, la commission d\u2019examen conjointe de l\u2019ONE a remis son rapport au cabinet f\u00e9d\u00e9ral et a recommand\u00e9 l\u2019approbation du projet sous r\u00e9serve de plus de 200\u00a0conditions. Le cabinet f\u00e9d\u00e9ral a accept\u00e9 les recommandations de la commission en juin 2014 et a ordonn\u00e9 \u00e0 l\u2019ONE de d\u00e9livrer le certificat d\u2019utilit\u00e9 publique n\u00e9cessaire pour commencer la construction.<\/p>\n Une des conditions de la commission d\u2019examen conjointe \u00e9tait qu\u2019Enbridge s\u2019engage dans des consultations aupr\u00e8s des Premi\u00e8res nations. Ces consultations se sont poursuivies jusqu\u2019\u00e0 ce que la Cour d\u2019appel f\u00e9d\u00e9rale, en juin 20162<\/sup>, dans une d\u00e9cision partag\u00e9e \u00e0 deux contre un, d\u00e9cide que les consultations \u00e9taient inad\u00e9quates. La d\u00e9cision de la Cour a eu comme effet l\u2019annulation de l\u2019approbation du pipeline du Northern Gateway \u00e9mise par le cabinet f\u00e9d\u00e9ral le 14\u00a0juin 2013.<\/p>\n Un deuxi\u00e8me probl\u00e8me, encore plus important, est apparu lorsque le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral a d\u00e9cid\u00e9, \u00e0 la fin de 2015, d\u2019imposer un moratoire sur le transport de p\u00e9trole brut au large de la c\u00f4te nord de la Colombie-Britannique. Beaucoup ont estim\u00e9 que le moratoire ne visait qu\u2019un seul objectif, soit l\u2019annulation du projet du Northern Gateway. L\u2019avenir allait leur donner raison. \u00c0 la fin de 2016, le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral a annonc\u00e9 qu\u2019il n\u2019approuverait pas le projet du Northern Gateway.<\/p>\n LES PROJETS RESTANTS<\/strong><\/p>\n Quatre projets demeurent \u00e0 diff\u00e9rents stages d\u2019approbation r\u00e9glementaire, \u00e0 savoir Trans Mountain, Keystone\u00a0XL, Coastal GasLink et la Canalisation\u00a03 d\u2019Enbridge.<\/p>\n Expansion du pipeline Trans Mountain<\/strong><\/p>\n Comme nous l\u2019avons mentionn\u00e9 ci-dessus, le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral a achet\u00e9 le pipeline Trans Mountain de Kinder Morgan pour 4,5 G$. Le 22 f\u00e9vrier 2019, l\u2019ONE a publi\u00e9 son rapport de r\u00e9examen du projet, recommandant \u00e0 nouveau de le poursuivre. Le cabinet f\u00e9d\u00e9ral a accept\u00e9 cette recommandation et a approuv\u00e9 le projet. La construction du projet a officiellement commenc\u00e9 le 3 d\u00e9cembre 2019. Peu de temps apr\u00e8s, le 16 janvier 2020, la Cour supr\u00eame du Canada a rejet\u00e9 \u00e0 l\u2019unanimit\u00e9 la tentative de la Colombie-Britannique de revendiquer comp\u00e9tence sur ce projet3<\/sup>, confirmant ainsi une d\u00e9cision ant\u00e9rieure de la Cour d\u2019appel de la Colombie-Britannique4<\/sup>.<\/p>\n Le 4 f\u00e9vrier, la Cour d\u2019appel f\u00e9d\u00e9rale a rejet\u00e9 de mani\u00e8re unanime les derni\u00e8res contestations judiciaires du projet5<\/sup>, qui est en cours d\u2019ex\u00e9cution. La Cour a clairement indiqu\u00e9, premi\u00e8rement, que les groupes autochtones n\u2019ont pas de droit de veto, et deuxi\u00e8mement, que les tribunaux devraient s\u2019en remettre au gouvernement qui prend la d\u00e9cision initiale de se conformer \u00e0 l\u2019obligation de mener des consultations.<\/p>\n Keystone XL<\/strong><\/p>\n Le pipeline Keystone\u00a0XL, un projet de 5\u00a0G$, a \u00e9t\u00e9 propos\u00e9 pour la premi\u00e8re fois par TransCanada en 2008 pour transporter du p\u00e9trole du Canada vers le golfe du Mexique en passant par le Midwest et le Texas. Le D\u00e9partement d\u2019\u00c9tat am\u00e9ricain a \u00e9valu\u00e9 ce pipeline pendant pr\u00e8s de 7 ans. La partie canadienne de la canalisation a obtenu l\u2019approbation de l\u2019ONE en 2010. Les \u00c9tats-Unis ont finalement donn\u00e9 leur autorisation \u00e0 la fin de 2019.<\/p>\n L\u2019approbation des \u00c9tats-Unis a \u00e9t\u00e9 retard\u00e9e par un \u00e9norme lobby environnemental, malgr\u00e9 l\u2019\u00e9valuation financi\u00e8re environnementale du D\u00e9partement d\u2019\u00c9tat am\u00e9ricain de janvier 2014 qui a conclu que le pipeline n\u2019\u00e9tait pas susceptible d\u2019augmenter de mani\u00e8re significative le taux de forage des sables bitumineux ni la demande de brut lourd. Le rapport a \u00e9galement conclu que le pipeline n\u2019\u00e9tait qu\u2019un des \u00e9l\u00e9ments du tableau plus large des \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre au niveau mondial et que le p\u00e9trole des sables bitumineux sera probablement extrait, que le pipeline soit construit ou non.<\/p>\n En mai 2012, TransCanada a d\u00e9pos\u00e9 une nouvelle demande de permis pr\u00e9sidentiel aupr\u00e8s du D\u00e9partement d\u2019\u00c9tat am\u00e9ricain. L\u2019examen du projet a \u00e9t\u00e9 retard\u00e9 par un litige devant les tribunaux du Nebraska. En 2012, le gouverneur du Nebraska a promulgu\u00e9 une loi qui permet aux principaux promoteurs de pipelines d\u2019obtenir l\u2019approbation du gouverneur de l\u2019\u00c9tat pour le trac\u00e9 des pipelines \u00e0 travers l\u2019\u00c9tat, plut\u00f4t que celle de la Commission du service public. Le gouverneur a ensuite approuv\u00e9 le trac\u00e9 propos\u00e9 par TransCanada, permettant \u00e0 cette derni\u00e8re d\u2019exercer un droit d\u2019expropriation pour acqu\u00e9rir les terrains n\u00e9cessaires. Les propri\u00e9taires fonciers du Nebraska ont ensuite contest\u00e9 la d\u00e9cision devant la Commission.<\/p>\n En novembre 2014, la Chambre des repr\u00e9sentants a adopt\u00e9 une loi et approuv\u00e9 Keystone\u00a0XL pour la neuvi\u00e8me fois. Ce projet de loi a ensuite \u00e9t\u00e9 rejet\u00e9 au S\u00e9nat par une voix. Les \u00e9lections de mi-mandat de novembre ont permis aux r\u00e9publicains de retrouver une majorit\u00e9 \u00e0 la Chambre et au S\u00e9nat pour la premi\u00e8re fois en 8 ans. Un vote a \u00e9t\u00e9 tenu en janvier \u00e0 la fois \u00e0 la Chambre et au S\u00e9nat, mais n\u2019a pas permis d\u2019obtenir la majorit\u00e9 de 66 voix requise pour emp\u00eacher un veto pr\u00e9sidentiel. Le pr\u00e9sident Obama a alors exerc\u00e9 son veto pour faire \u00e9chouer le projet de loi.<\/p>\n TransCanada a port\u00e9 en appel le veto d\u2019Obama par une contestation constitutionnelle et a initi\u00e9 un recours en vertu de l\u2019ALENA. Avant que ces affaires ne soient entendues, le pr\u00e9sident Trump a \u00e9t\u00e9 \u00e9lu. Une fois en fonction, l\u2019une des premi\u00e8res d\u00e9cisions du pr\u00e9sident Trump a \u00e9t\u00e9 d\u2019approuver Keystone XL. D\u2019autres d\u00e9fis r\u00e9glementaires au niveau de l\u2019\u00c9tat ont \u00e9t\u00e9 en grande partie r\u00e9solus en 2019. On s\u2019attend d\u00e9sormais \u00e0 ce que l\u2019on ach\u00e8ve le pipeline6<\/sup>.<\/p>\n Coastal GasLink<\/strong><\/p>\n Le pipeline Coastal GasLink est d\u00e9tenu et exploit\u00e9 par TC Energy. Le projet de 6,6\u00a0G$ d\u00e9bute pr\u00e8s de Dawson Creek et s\u2019\u00e9tend sur environ 420 miles vers le sud-ouest jusqu\u2019\u00e0 une usine de liqu\u00e9faction pr\u00e8s de Kitimat, en Colombie-Britannique. Le pipeline traverse les territoires traditionnels de plusieurs Premi\u00e8res nations. Il a longtemps \u00e9t\u00e9 contest\u00e9 par plusieurs chefs h\u00e9r\u00e9ditaires Wet\u2019suwet\u2019en, bien qu\u2019un certain nombre de groupes des Premi\u00e8res nations soutiennent le projet. En fait, vingt bandes \u00e9lues le long du trac\u00e9 du pipeline ont approuv\u00e9 le projet et ont un int\u00e9r\u00eat dans le projet.<\/p>\n En d\u00e9cembre 2018, la Cour supr\u00eame de la C.-B. a \u00e9mis une injonction emp\u00eachant le blocage du pipeline7<\/sup>. Plus r\u00e9cemment, des blocages ont eu lieu dans tout le Canada, men\u00e9s en partie par les Mohawks de la Baie de Quinte, \u00e0 Belleville, en Ontario. Ces blocages ont entra\u00een\u00e9 un arr\u00eat du trafic ferroviaire dans tout le pays. En cons\u00e9quence, on a mis un frein \u00e0 toute construction de pipeline et le CN a licenci\u00e9 450 travailleurs dans l\u2019est du Canada en plus d\u2019annuler plus de 400\u00a0trains.<\/p>\n Il y a eu un \u00e9l\u00e9ment de bonne nouvelle pour le pipeline Coastal GasLink. En juillet 2019, l\u2019ONE a rendu une d\u00e9cision selon laquelle le pipeline, y compris le terminal d\u2019exportation de Kitimat, est de comp\u00e9tence provinciale et non f\u00e9d\u00e9rale8<\/sup>. L\u2019ONE a conclu que le pipeline transporterait du gaz naturel \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur des fronti\u00e8res de la Colombie-Britannique, bien qu\u2019il facilitera les exportations internationales, ce qui clarifie un peu la d\u00e9cision ant\u00e9rieure de la Cour supr\u00eame du Canada dans l\u2019affaire West Coast Energy<\/em>9<\/sup>.<\/p>\n En d\u00e9cembre 2019, Alberta Investment Management Corp, le gestionnaire des fonds de pension publics de l\u2019Alberta, s\u2019est associ\u00e9 \u00e0 l\u2019une des plus grandes soci\u00e9t\u00e9s d\u2019investissement am\u00e9ricaines pour acqu\u00e9rir une participation majoritaire dans le projet Coastal GasLink. Apr\u00e8s le blocage ferroviaire, les travaux sur la canalisation ont repris.<\/p>\n Canalisation\u00a03 d\u2019Enbridge<\/strong><\/p>\n La canalisation 3 d\u2019Enbridge va de Hardisty, en Alberta, \u00e0 Superior, au Wisconsin. Elle est en service depuis 1968. Au fil des ans, il est devenu \u00e9vident qu\u2019une partie de la canalisation devait \u00eatre remplac\u00e9e si Enbridge souhaitait r\u00e9tablir sa capacit\u00e9 d\u2019autrefois et transporter 800\u2005000 barils par jour. L\u2019autorisation n\u00e9cessaire a \u00e9t\u00e9 obtenue aupr\u00e8s des organismes de r\u00e9glementation du Canada, du Dakota du Nord et du Wisconsin. Cependant, le projet a rencontr\u00e9 des probl\u00e8mes au Minnesota, o\u00f9 les environnementalistes et les groupes autochtones se sont oppos\u00e9s au projet. N\u00e9anmoins, en juin 2018, la Commission a approuv\u00e9 le trac\u00e9 et accord\u00e9 les autorisations n\u00e9cessaires. Cette d\u00e9cision a toutefois \u00e9t\u00e9 annul\u00e9e un an plus tard par la Cour d\u2019appel du Minnesota qui a estim\u00e9 que la d\u00e9claration d\u2019impact environnemental pr\u00e9sent\u00e9e \u00e0 la Commission \u00e9tait erron\u00e9e10<\/sup>. Le 3 f\u00e9vrier 2020, les organismes de r\u00e9glementation du Minnesota ont approuv\u00e9 l\u2019examen environnemental r\u00e9vis\u00e9 afin de r\u00e9soudre le dernier obstacle r\u00e9glementaire du projet11<\/sup>.<\/p>\n D\u00c9VELOPPEMENTS DE L\u2019EXPLORATION EXTRAC\u00d4TI\u00c8RE<\/strong><\/p>\n Au milieu des perspectives difficiles pour les projets de d\u00e9veloppement \u00e9nerg\u00e9tique, une d\u00e9cision importante autorisant la mise en \u0153uvre d\u2019un projet de forage en eaux profondes au large de Terre-Neuve-et-Labrador a \u00e9t\u00e9 accueillie avec satisfaction \u00e0 la fin de l\u2019ann\u00e9e. Le 17\u00a0d\u00e9cembre\u00a02019, le ministre de l\u2019Environnement a rendu sa d\u00e9cision, sous r\u00e9serve de plus de 100 conditions, et conclu que le projet n\u2019est pas susceptible d\u2019avoir des impacts n\u00e9gatifs importants sur l\u2019environnement. Le projet CNOOC International Flemish Pass Exploration Drilling propose de forer en misant sur deux permis d\u2019exploration. Le promoteur pourrait forer jusqu\u2019\u00e0 10 puits en mer entre 2020 et 2028. D\u2019autres autorisations sont n\u00e9cessaires aupr\u00e8s de l\u2019Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extrac\u00f4tiers. Les lieux indiqu\u00e9s dans les licences sont situ\u00e9es \u00e0 plus de 200 miles marins des c\u00f4tes et, par cons\u00e9quent, toute production commerciale d\u00e9clencherait l\u2019obligation du Canada, en vertu de la Convention des Nations unies sur le droit de la mer<\/em> (UNCLOS III), d\u2019effectuer des paiements \u00e0 la communaut\u00e9 internationale, \u00e0 partir de la sixi\u00e8me ann\u00e9e de production et augmentant annuellement jusqu\u2019\u00e0 7 % la douzi\u00e8me ann\u00e9e12<\/sup>.<\/p>\n Plus t\u00f4t dans l\u2019ann\u00e9e, cependant, l\u2019avenir de l\u2019industrie p\u00e9troli\u00e8re et gazi\u00e8re extrac\u00f4ti\u00e8re du Nord canadien a \u00e9t\u00e9 mis en p\u00e9ril par l\u2019adoption du projet de loi\u00a0C-88 qui, entre autres, a modifi\u00e9 la Loi f\u00e9d\u00e9rale sur les hydrocarbures<\/em>13<\/sup> pour autoriser le gouverneur en conseil \u00e0 interdire certains travaux ou activit\u00e9s sur les terres publiques f\u00e9d\u00e9rales dans le Nord et dans l\u2019Arctique extrac\u00f4tier lorsque cela est dans l\u2019int\u00e9r\u00eat national. Cette modification fait suite \u00e0 l\u2019annonce conjointe des \u00c9tats-Unis et du Canada en d\u00e9cembre 2016 indiquant que les activit\u00e9s p\u00e9troli\u00e8res et gazi\u00e8res extrac\u00f4ti\u00e8res dans les eaux arctiques canadiennes ne seraient pas autoris\u00e9es ind\u00e9finiment, et qu\u2019elles devraient \u00eatre r\u00e9examin\u00e9es tous les cinq ans par suite d\u2019une \u00e9valuation scientifique. Les d\u00e9tenteurs de licences existantes n\u2019ont pas \u00e9t\u00e9 autoris\u00e9s \u00e0 entreprendre des activit\u00e9s et le gouvernement a rembours\u00e9 430\u00a0M$ en d\u00e9p\u00f4ts de garantie. Bien que les activit\u00e9s ne puissent pas \u00eatre entreprises, les licences restent valides. Le maire de Tuktoyaktuk a d\u00e9crit ces d\u00e9veloppements comme \u00ab\u00a0le clou dans le cercueil\u00a0\u00bb de toute nouvelle exploration dans la mer de Beaufort14<\/sup>. Pendant ce temps, la Russie poursuit un plan ambitieux de d\u00e9veloppement du p\u00e9trole arctique d\u2019une valeur de plus de 300 G$15<\/sup>.<\/p>\n R\u00c9FORME R\u00c9GLEMENTAIRE<\/strong><\/p>\n Le march\u00e9 de capacit\u00e9 de l\u2019Alberta<\/strong><\/p>\n Le 23 novembre 201616<\/sup>, le gouvernement de l\u2019Alberta a annonc\u00e9 que la province mettrait en place un march\u00e9 de capacit\u00e9. Le 31 janvier 2019, l\u2019Alberta Electric System Operator (AESO) a d\u00e9pos\u00e9 une demande d\u2019approbation des r\u00e8gles de mise en \u0153uvre du march\u00e9 de capacit\u00e9. Une audience a \u00e9t\u00e9 tenue par l\u2019Alberta Utilities Commission (AUC) du 22 avril au 11 juin 2019.<\/p>\n Les opposants ont fait valoir que le march\u00e9 de capacit\u00e9 et les r\u00e8gles que l\u2019AESO proposait pour exploiter ce march\u00e9 n\u2019\u00e9taient pas dans l\u2019int\u00e9r\u00eat public, et que la demande devait \u00eatre rejet\u00e9e dans son int\u00e9gralit\u00e9. Les arguments \u00e9taient fond\u00e9s sur trois motifs principaux\u00a0:<\/p>\n Le 24 juillet 2019, le gouvernement de l\u2019Alberta a annonc\u00e9 que la province ne proc\u00e9derait pas \u00e0 un march\u00e9 de capacit\u00e9 et que l\u2019industrie conserverait une conception fond\u00e9e uniquement sur l\u2019\u00e9nergie avant que l\u2019AUC puisse prendre une d\u00e9cision. Sur les instructions du gouvernement, l\u2019AESO a retir\u00e9 la demande pr\u00e9sent\u00e9e \u00e0 l\u2019AUC.<\/p>\n \u00c0 la fin de juillet 2019, l\u2019AESO a re\u00e7u du minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie de l\u2019Alberta la consigne\u00a0:<\/p>\n [Traduction] \u00ab \u2026 de fournir des conseils concernant le pouvoir de march\u00e9 et l\u2019att\u00e9nuation de l\u2019impact du pouvoir de march\u00e9 d\u2019ici le 29 novembre 2019. En outre, l\u2019AESO a \u00e9t\u00e9 charg\u00e9e de fournir une analyse et des recommandations sur la n\u00e9cessit\u00e9 \u00e9ventuelle de modifier le march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie uniquement, y compris les prix plancher et plafond ainsi que les prix de p\u00e9nurie, d\u2019ici le 31 juillet 2020. L\u2019AESO reconna\u00eet qu\u2019il existe un lien \u00e9troit entre l\u2019att\u00e9nuation de l\u2019impact du pouvoir de march\u00e9, les prix plancher et plafond ainsi que les prix de p\u00e9nurie, et tiendra compte de cette r\u00e9alit\u00e9 dans le cadre de ses travaux17<\/sup>.<\/p>\n Le 8 octobre 2019, l\u2019AESO a publi\u00e9 une demande de contribution de l\u2019administrateur de la surveillance du march\u00e9, des acteurs du march\u00e9 et d\u2019autres parties int\u00e9ress\u00e9es sur les mesures d\u2019att\u00e9nuation de l\u2019impact du pouvoir de march\u00e9, qui devait \u00eatre pr\u00e9sent\u00e9es au plus tard le 29\u00a0octobre 2019. L\u2019AESO a fourni un rapport au ministre le 29 novembre 2019. Ce rapport n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 rendu public.<\/p>\n Le 12 f\u00e9vrier 2020, l\u2019AESO a organis\u00e9 une consultation aupr\u00e8s des parties prenantes. Les commentaires sont attendus d\u2019ici le 26 f\u00e9vrier 2020 sur les 10 questions \u00e9num\u00e9r\u00e9es dans l\u2019annexe A. Les objectifs18<\/sup>\u00a0de l\u2019AESO sont les suivants :<\/p>\n [Traduction] \u00ab \u00e9valuer la capacit\u00e9 du cadre de tarification actuel du march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 maintenir l\u2019ad\u00e9quation des ressources et l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9conomique \u00e0 court et \u00e0 long terme; \u00e9tudier les options permettant de rem\u00e9dier aux p\u00e9nuries ou d\u2019accro\u00eetre l\u2019efficacit\u00e9 du cadre de tarification actuel du march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie; fixer les m\u00e9canismes administratifs d\u2019\u00e9tablissement des prix, tels que le plafonnement actuel des prix, le plafonnement de l\u2019offre et le prix plancher, \u00e0 des niveaux permettant d\u2019obtenir des r\u00e9sultats efficaces sur le march\u00e9 tout en prot\u00e9geant les consommateurs contre les risques li\u00e9s aux co\u00fbts19<\/sup>.<\/p>\n Un nouvel organisme de r\u00e9glementation f\u00e9d\u00e9ral<\/strong><\/p>\n Au d\u00e9but de 2018, le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral a pr\u00e9sent\u00e9 le projet de loi C-6920<\/sup>, qui remplacerait l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie par la R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie du Canada (\u00ab\u00a0REC\u00a0\u00bb). La REC a beaucoup plus de pouvoir que l\u2019ONE car sa port\u00e9e est beaucoup plus grande et sa comp\u00e9tence va au-del\u00e0 des pipelines r\u00e9glement\u00e9s par le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral et inclut les projets d\u2019\u00e9nergie renouvelable extrac\u00f4tiers.<\/p>\n Le cadre r\u00e9glementaire comporte d\u00e9sormais quatre composantes institutionnelles. Le premier est le conseil d\u2019administration de la REC, qui est charg\u00e9 de fournir une orientation et des conseils strat\u00e9giques. Deuxi\u00e8mement, la Commission de la REC, dont les membres tiennent des audiences. Le troisi\u00e8me, et le plus important est le pr\u00e9sident directeur g\u00e9n\u00e9ral, qui est responsable de la gestion des activit\u00e9s et des affaires courantes de la REC. Le PDG se rapporte au ministre, et non au conseil d\u2019administration. Quatri\u00e8mement, le cabinet f\u00e9d\u00e9ral, qui prendra les d\u00e9cisions sur la base des recommandations de la Commission de la REC.<\/p>\n Pour compliquer les choses, les facteurs que ce nouvel organisme doit prendre en compte sont beaucoup plus vastes que ceux auxquels l\u2019ONE a jamais \u00e9t\u00e9 confront\u00e9, ou d\u2019ailleurs que ceux auxquels tout organisme canadien de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie est actuellement confront\u00e9. La nouvelle l\u00e9gislation exige que le processus d\u2019examen tienne compte des consid\u00e9rations environnementales, du genre et des questions autochtones ou de ce qui est d\u00e9crit comme l\u2019intersection du sexe et du genre avec d\u2019autres facteurs identitaires, de m\u00eame que de la capacit\u00e9 du Canada \u00e0 respecter ses obligations environnementales et ses engagements en mati\u00e8re de changement climatique. Tout cela va laisser l\u2019industrie dans l\u2019incertitude pendant des ann\u00e9es.<\/p>\n Deux articles de la Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie ont \u00e9t\u00e9 tr\u00e8s critiques \u00e0 l\u2019\u00e9gard de la structure de gouvernance cr\u00e9\u00e9e par le projet de loi C-69. Le premier article est r\u00e9dig\u00e9 par l\u2019actuel directeur g\u00e9n\u00e9ral de l\u2019AUC21<\/sup>. Le deuxi\u00e8me article est r\u00e9dig\u00e9 par l\u2019ancien pr\u00e9sident de l\u2019Alberta Energy Resources and Conservation Board et deux anciens membres de l\u2019ONE22<\/sup>.<\/p>\n La premi\u00e8re d\u00e9cision de la R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie du Canada a \u00e9t\u00e9 rendue le 7 septembre 2019. La d\u00e9cision concerne le r\u00e9seau principal d\u2019Enbridge, le plus grand pipeline de p\u00e9trole brut au Canada avec une capacit\u00e9 de pr\u00e8s de 3 millions de barils par jour. Il relie Edmonton, en Alberta, aux principaux march\u00e9s de l\u2019est du Canada et du Midwest am\u00e9ricain. Cette canalisation est actuellement exploit\u00e9e comme un transporteur public plut\u00f4t que sur la base d\u2019un contrat de transport. Dans le cadre du mod\u00e8le de transporteur public, la capacit\u00e9 est attribu\u00e9e sur la base de commandes mensuelles plut\u00f4t que de contrats \u00e0 long terme. Le mode de transporteur public est en effet exig\u00e9 sur les pipelines f\u00e9d\u00e9raux depuis la cr\u00e9ation de l\u2019ONE en 1959, sauf exception accord\u00e9e par l\u2019ONE, et maintenant par la Commission.<\/p>\n Le probl\u00e8me est la d\u00e9cision d\u2019Enbridge de passer d\u2019un mod\u00e8le de transporteur public \u00e0 un mod\u00e8le de transport par contrat dans lequel 90\u00a0% de la capacit\u00e9 sera sous contrat \u00e0 long terme, les 10\u00a0% restants \u00e9tant attribu\u00e9s sur la base traditionnelle. Les exp\u00e9diteurs albertains se divisent entre ceux qui soutiennent le nouveau r\u00e9gime et ceux qui s\u2019y opposent.<\/p>\n La principale pr\u00e9occupation des opposants aux changements propos\u00e9s par Enbridge est qu\u2019Enbridge abusera de son pouvoir de march\u00e9. L\u2019all\u00e9gation est qu\u2019il y aura, sous le nouveau r\u00e9gime, un manque d\u2019options de transport pour de nombreux exp\u00e9diteurs. La REC a observ\u00e9 dans sa d\u00e9cision initiale que le syst\u00e8me d\u2019Enbridge contr\u00f4lait 70\u00a0% de la capacit\u00e9 en dehors de l\u2019Alberta et qu\u2019elle \u00e9tait pr\u00e9occup\u00e9e par la possibilit\u00e9 que Enbridge abuse de son pouvoir de march\u00e9.<\/p>\n Le 19 d\u00e9cembre 2019, Enbridge a d\u00e9pos\u00e9 une \u00ab Demande visant la passation de march\u00e9s pour le r\u00e9seau principal au Canada \u00bb aupr\u00e8s de la REC pour l\u2019approbation d\u2019un nouveau cadre de service et de tarification, qui prendra effet \u00e0 l\u2019expiration du cadre de service et de tarification actuel le 30 juin 2021. Le nouveau cadre propos\u00e9 convertirait 90 % de la capacit\u00e9 en transport par contrat, 10 % \u00e9tant r\u00e9serv\u00e9s aux volumes non engag\u00e9s. La Commission de la REC a annonc\u00e9 qu\u2019elle organisera une audience orale sur la demande \u00e0 une date ult\u00e9rieure23<\/sup>.<\/p>\n Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario<\/strong><\/p>\n La province de l\u2019Ontario a \u00e9lu un gouvernement conservateur en juin 2018, en remplacement du gouvernement lib\u00e9ral qui avait gouvern\u00e9 la province pendant 15 ans. Un des principaux enjeux de l\u2019\u00e9lection a \u00e9t\u00e9 la critique du Parti conservateur \u00e0 l\u2019\u00e9gard du gouvernement lib\u00e9ral en ce qui concerne la gestion de la politique \u00e9nerg\u00e9tique dans la province, en grande partie sur la base de l\u2019affirmation selon laquelle les prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Ontario avaient augment\u00e9 de 71\u00a0% entre 2008 et 2016 alors que, pendant cette p\u00e9riode, l\u2019augmentation moyenne dans tout le Canada \u00e9tait inf\u00e9rieure \u00e0 la moiti\u00e9 de cette hausse, soit 34\u00a0%. Le nouveau gouvernement s\u2019est concentr\u00e9 sur la suppression des projets d\u2019\u00e9nergie verte d\u00e9velopp\u00e9s par les lib\u00e9raux, y compris un certain nombre de projets d\u2019\u00e9nergie renouvelable. En mars 2019, le nouveau gouvernement a port\u00e9 son attention sur la r\u00e9forme de la r\u00e9glementation \u00e9nerg\u00e9tique en g\u00e9n\u00e9ral et de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (CEO) en particulier.<\/p>\n Le 21 mars 2019, le gouvernement de l\u2019Ontario a pr\u00e9sent\u00e9 la Loi sur la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario<\/em>24<\/sup>. Certains des changements devaient \u00eatre mis en \u0153uvre par le biais de modifications l\u00e9gislatives \u00e9nonc\u00e9es dans le projet de loi 8725<\/sup>. D\u2019autres changements ont \u00e9t\u00e9 mis en \u0153uvre par le biais de mises \u00e0 jour de r\u00e8glements et de politiques. Le projet de loi 87 a \u00e9t\u00e9 adopt\u00e9 par le gouvernement de l\u2019Ontario le 9 mai 201926<\/sup>. Il a notamment modifi\u00e9 la structure de gouvernance et le fonctionnement de la CEO. Ces changements d\u00e9coulaient du Rapport sur la modernisation de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario27<\/sup>.<\/p>\n \u00c0 l\u2019instar des r\u00e9formes f\u00e9d\u00e9rales, la CEO sera d\u00e9sormais r\u00e9gie par un conseil d\u2019administration dont le commissaire en chef se rapportera directement au pr\u00e9sident du conseil. Le rapport recommande les changements n\u00e9cessaires pour que le conseil fonctionne plus efficacement, en particulier qu\u2019il \u00e9tablisse des priorit\u00e9s dans son programme de r\u00e9glementation et soit \u00e9valu\u00e9 par rapport \u00e0 des indicateurs de performance cl\u00e9s qui se rapportent \u00e0 des questions telles que le cycle de d\u00e9cision, la satisfaction des parties prenantes et l\u2019excellence organisationnelle.<\/p>\n Nous nous pr\u00e9occupons du fait que le conseil d\u2019administration sera charg\u00e9 de \u00ab\u00a0garantir l\u2019ind\u00e9pendance [\u2026] du processus d\u2019adjudication\u00a0\u00bb. Toutefois, on peut s\u2019attendre \u00e0 ce que le pr\u00e9sident et le conseil d\u2019administration entretiennent une relation \u00e9troite avec le gouvernement, alors que c\u2019est ce dernier qui est \u00e0 l\u2019origine des contestations contre l\u2019ind\u00e9pendance du processus.<\/p>\n Le rapport n\u2019aborde pas le probl\u00e8me le plus important du secteur, qui est peut-\u00eatre le manque de surveillance r\u00e9glementaire de l\u2019acquisition de capacit\u00e9s. Le v\u00e9rificateur g\u00e9n\u00e9ral a constat\u00e9 ce probl\u00e8me et soulign\u00e9 ses cons\u00e9quences financi\u00e8res. Le rapport n\u2019indique pas comment le mandat de la CEO devrait \u00eatre modifi\u00e9 pour assurer la surveillance. L\u2019Ontario est l\u2019une des rares juridictions \u00e0 ne pas exercer de surveillance sur l\u2019approvisionnement, et les cons\u00e9quences financi\u00e8res ont \u00e9t\u00e9 d\u00e9vastatrices.<\/p>\n \u00c0 ce jour, le nouveau gouvernement a nomm\u00e9 un pr\u00e9sident du conseil d\u2019administration, mais il est toujours \u00e0 la recherche d\u2019un commissaire en chef. Comme dans le cas de la REC, la nouvelle structure a fait l\u2019objet de nombreuses critiques, mais seul le temps nous dira si celle-ci fonctionne. La principale critique est bien s\u00fbr que la R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie n\u2019est plus ind\u00e9pendante du gouvernement. Bien s\u00fbr, d\u2019autres feront valoir qu\u2019elle n\u2019a jamais \u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante de toute fa\u00e7on.<\/p>\n RESSOURCES \u00c9NERG\u00c9TIQUES DISTRIBU\u00c9ES<\/strong><\/p>\n En 2019, les organismes de r\u00e9glementation de tout le Canada s\u2019effor\u00e7aient de d\u00e9finir le traitement r\u00e9glementaire des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques distribu\u00e9es ou RED. En Alberta, le sujet est examin\u00e9 \u00e0 la fois par l\u2019AUC et l\u2019AESO en parall\u00e8le28<\/sup>.<\/p>\n Pratiquement toutes les \u00e9tudes se concentrent sur au moins trois questions majeures\u00a0: la production ind\u00e9pendante par le client, le stockage de l\u2019\u00e9nergie et la recharge des v\u00e9hicules \u00e9lectriques (VE). Chacune d\u2019entre elles est examin\u00e9e ci-dessous.<\/p>\n Le 29 mars 2019, l\u2019AUC a mis en place une enqu\u00eate sur le syst\u00e8me de distribution en demandant aux acteurs du march\u00e9 de faire de soumettre leurs m\u00e9moires concernant29<\/sup>\u00a0:<\/p>\n Les nouvelles tendances en mati\u00e8re de technologie et d\u2019innovation susceptibles d\u2019affecter les syst\u00e8mes de distribution, notamment la conception et l\u2019exploitation des syst\u00e8mes de distribution, les besoins en capitaux et le co\u00fbt de la prestation de services. Dans cette phase, on examinera \u00e9galement comment l\u2019innovation et les avanc\u00e9es technologiques cr\u00e9ent la possibilit\u00e9 d\u2019une nouvelle entr\u00e9e sur le march\u00e9 dans le cadre d\u2019une franchise monopolistique, y compris la production d\u2019\u00e9nergie par le client.<\/p>\n Cette proc\u00e9dure est en cours. Les prochaines phases porteront sur les questions suivantes\u00a0:<\/p>\n Les RED sont \u00e9galement examin\u00e9es par la CEO30<\/sup>\u00a0:<\/p>\n La CEO a entendu les parties prenantes sur ce qui devrait \u00eatre abord\u00e9 dans sa contribution aux consultations. Le personnel de la CEO fournira un rapport d\u00e9crivant les perspectives des parties prenantes et pr\u00e9sentant une proposition prenant en compte les objectifs, les enjeux et les principes directeurs pour la poursuite de la consultation. Toutefois, avant la publication de ce rapport, le personnel de la CEO a convoqu\u00e9 une s\u00e9ance suppl\u00e9mentaire (en f\u00e9vrier 2020) destin\u00e9e \u00e0 exposer et \u00e0 solliciter des commentaires sur la r\u00e9flexion actuelle du personnel de la CEO concernant la port\u00e9e de la consultation.<\/p>\n Production ind\u00e9pendante d\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/strong><\/p>\n Les dix derni\u00e8res ann\u00e9es ont vu une augmentation spectaculaire de la production locale d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 la production centrale. Les nouvelles technologies permettent de localiser la production plus pr\u00e8s des clients qu\u2019elle dessert, ce qui r\u00e9duit les co\u00fbts de transport, y compris les pertes des lignes \u00e9lectriques. La technologie utilis\u00e9e est principalement la production de gaz, connue sous le nom de cog\u00e9n\u00e9ration et la production solaire. L\u2019attrait de ces deux technologies est d\u00fb \u00e0 une r\u00e9duction rapide des co\u00fbts au cours de cette p\u00e9riode. Par exemple, en 2019, l\u2019AUC a obtenu l\u2019approbation d\u2019un projet de ferme solaire de 500\u00a0MW, le plus grand de ce type au Canada. Une fois achev\u00e9e en 2021, cette installation produira 400\u00a0MW, soit suffisamment pour alimenter plus de 100\u2005000 foyers.<\/p>\n Les producteurs locaux sont confront\u00e9s aux questions r\u00e9glementaires suivantes\u00a0:<\/p>\n En vertu de la Micro-generation Regulation de l\u2019Alberta, les producteurs d\u2019\u00e9nergie renouvelable et de remplacement admissibles peuvent recevoir un cr\u00e9dit pour toute l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019ils envoient au r\u00e9seau. En Alberta, les installations de microproduction sont d\u00e9finies comme \u00e9tant d\u2019une taille inf\u00e9rieure \u00e0 5\u00a0MW.<\/p>\n Les derni\u00e8res donn\u00e9es de l\u2019AESO (mai 2019) montrent qu\u2019il y a environ 48,7\u00a0MW de capacit\u00e9 de microproduction install\u00e9e en Alberta, dont environ 89\u00a0% sont solaires. Ce chiffre est en hausse par rapport aux 6\u00a0MW g\u00e9n\u00e9r\u00e9s cinq ans plus t\u00f4t, soit une multiplication par huit.<\/p>\n En Ontario, des investissements importants ont \u00e9t\u00e9 r\u00e9alis\u00e9s dans les ressources \u00e9nerg\u00e9tiques distribu\u00e9es au cours des 15 derni\u00e8res ann\u00e9es. La plupart de ces investissements ont \u00e9t\u00e9 r\u00e9alis\u00e9s par des investisseurs dans le cadre de contrats avec une entit\u00e9 gouvernementale, d\u2019abord l\u2019Office de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario et maintenant l\u2019Independent Electricity System Operator. On d\u00e9nombre 33\u2005671 contrats qui ont une capacit\u00e9 totale de 3\u2005588,8 MW, ce qui repr\u00e9sente 13,4 % de la capacit\u00e9 totale au 31 mars 201934<\/sup>. Les prix de ces contrats ont \u00e9t\u00e9 fix\u00e9s de diverses mani\u00e8res, notamment par des appels d\u2019offres, des offres standard (par exemple, dans le cadre des programmes de rachat \u00e0 tarifs garantis) et des n\u00e9gociations. Ces donn\u00e9es n\u2019incluent pas plus de 30\u2005000 contrats \u00ab\u00a0microFIT\u00a0\u00bb (capacit\u00e9 maximale de 10\u00a0kW) qui ont une capacit\u00e9 totale d\u2019environ 260\u00a0MW, la quasi-totalit\u00e9 \u00e9tant de l\u2019\u00e9nergie solaire.<\/p>\n En Alberta et en Ontario, les proc\u00e9dures g\u00e9n\u00e9riques ont \u00e9t\u00e9, dans une certaine mesure, d\u00e9pass\u00e9es par des proc\u00e9dures plus sp\u00e9cifiques sur le plan tarifaire et les questions connexes. L\u2019exemple le plus marquant est celui de l\u2019Alberta o\u00f9, en septembre 2019, l\u2019AUC a lanc\u00e9 une consultation sur l\u2019autoapprovisionnement en \u00e9lectricit\u00e9 et l\u2019exportation d\u2019\u00e9lectricit\u00e935<\/sup>. La consultation a \u00e9t\u00e9 d\u00e9clench\u00e9e par trois d\u00e9cisions r\u00e9centes36<\/sup> dans lesquelles l\u2019AUC a pour la premi\u00e8re fois restreint les circonstances dans lesquelles le producteur ind\u00e9pendant est autoris\u00e9 \u00e0 la fois \u00e0 consommer l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019il produit sur sa propre propri\u00e9t\u00e9 et \u00e0 exporter cette \u00e9lectricit\u00e9 vers le r\u00e9seau \u00e9lectrique. Les exemptions existantes qui permettent l\u2019autoapprovisionnement et l\u2019exportation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 vers le r\u00e9seau \u00e9lectrique concernent (i) les propri\u00e9taires de syst\u00e8mes industriels et (ii) les microproducteurs37<\/sup>. Actuellement, ces types de producteurs repr\u00e9sentent environ 5\u2005000 MW38<\/sup> de capacit\u00e9 de production sur les 15\u2005570\u00a0MW de capacit\u00e9 de l\u2019Alberta39<\/sup>. Cette proportion est nettement sup\u00e9rieure \u00e0 celle qui existe ailleurs au Canada40<\/sup>.<\/p>\n Le Bulletin a demand\u00e9 aux r\u00e9pondants d\u2019aborder trois options\u00a0:<\/p>\n La consultation a suscit\u00e9 un int\u00e9r\u00eat consid\u00e9rable. Pas moins de 33 parties prenantes ont soumis des commentaires. La plupart d\u2019entre elles \u00e9taient favorables \u00e0 la troisi\u00e8me option. En janvier 2020, l\u2019AUC a publi\u00e9 un deuxi\u00e8me bulletin41<\/sup>\u00a0qui demandait aux parties de commenter les observations fournies par deux des r\u00e9pondants, Capital Power et AltaLink.<\/p>\n Dans le bulletin de la Commission du 9 janvier 2020, les parties ont \u00e9t\u00e9 invit\u00e9es \u00e0 r\u00e9pondre comme suit aux pr\u00e9occupations soulev\u00e9es par Capital Power42<\/sup>\u00a0:<\/p>\n [Traduction] Le fait d\u2019autoriser une exon\u00e9ration pour certaines \u00e9nergies r\u00e9duit la quantit\u00e9 des \u00e9nergies produites qui se font concurrence pour \u00eatre exp\u00e9di\u00e9es. En outre, l\u2019augmentation de la production ind\u00e9pendante et de l\u2019exportation sur le r\u00e9seau change de mani\u00e8re ind\u00e9termin\u00e9e le march\u00e9 de l\u2019offre et de la demande, ce qui nuit \u00e0 la d\u00e9termination des prix. Exempter une partie de l\u2019\u00e9nergie de la participation \u00e0 un groupe r\u00e9duit l\u2019efficacit\u00e9 et les avantages d\u2019un march\u00e9 concurrentiel.<\/p>\n Le MSA, l\u2019un des intervenants, a fait valoir qu\u2019il existe en fait deux march\u00e9s li\u00e9s; le march\u00e9 de la production ind\u00e9pendante et le march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 traditionnel. Ce dernier est le Power Pool. Les deux existent depuis un certain temps.<\/p>\n Si la Commission adopte la troisi\u00e8me option, \u00ab Une autoproduction et une exportation illimit\u00e9es \u00bb, il est probable que le march\u00e9 de l\u2019autoproduction se d\u00e9veloppera. Cela ne r\u00e9duira pas n\u00e9cessairement la taille du march\u00e9 traditionnel ni le degr\u00e9 de concurrence entre les fournisseurs. Toutefois, cela \u00e9largira les options offertes aux consommateurs de l\u2019Alberta et augmentera la concurrence dans ce segment de march\u00e9. En outre, les producteurs appartenant \u00e0 des clients qui ne b\u00e9n\u00e9ficient pas d\u2019une exemption l\u00e9gale pour leur participation \u00e0 un groupe d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (par exemple, les syst\u00e8mes industriels et la microproduction)43<\/sup>\u00a0pourraient facilement \u00eatre tenus de participer explicitement au pool d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en faisant des offres et en recevant des commandes. Le MSA reste d\u2019avis que la troisi\u00e8me option augmentera la concurrence.<\/p>\n La MSA estime qu\u2019il n\u2019est pas n\u00e9cessaire que le producteur agisse en catimini. La production de la communaut\u00e9 ne doit pas non plus \u00eatre d\u00e9savantag\u00e9e. Le fait que l\u2019unit\u00e9 de production appartienne \u00e0 plusieurs clients plut\u00f4t qu\u2019\u00e0 un seul ne devrait pas avoir d\u2019importance si la r\u00e9partition des co\u00fbts pour la fixation des tarifs est faite correctement. Il y a des probl\u00e8mes de r\u00e9partition des co\u00fbts \u00e0 l\u2019\u00e9gard d\u2019une seule cat\u00e9gorie de client, le producteur agissant en catimini. Ces m\u00eames probl\u00e8mes se posent lorsqu\u2019une unit\u00e9 de production communautaire dessert plusieurs clients.<\/p>\n Une autre question qui devrait \u00eatre abord\u00e9e est de savoir si l\u2019installation de production locale doit \u00eatre la propri\u00e9t\u00e9 d\u2019un consommateur ou si elle peut \u00eatre la propri\u00e9t\u00e9 d\u2019un tiers. La MSA estime que le march\u00e9 de la production locale devrait \u00eatre ouvert aux tiers. Cela permettrait d\u2019accro\u00eetre la concurrence, ce qui favoriserait une concurrence \u00e9quitable, efficace et ouverte44<\/sup>.<\/p>\n La production locale peut apporter un certain nombre d\u2019\u00e9conomies et d\u2019avantages au r\u00e9seau \u00e9lectrique de l\u2019Alberta. Elle est, par d\u00e9finition, plus proche du client, et les co\u00fbts de distribution sont r\u00e9duits.<\/p>\n La production locale est le produit d\u2019une nouvelle technologie plus efficace qui n\u2019existait pas lorsque la majeure partie du cadre r\u00e9glementaire actuel a \u00e9t\u00e9 mise en place. Cette nouvelle technologie permet de r\u00e9duire consid\u00e9rablement les co\u00fbts. La Commission devrait supprimer, et non cr\u00e9er, les barri\u00e8res artificielles \u00e0 l\u2019entr\u00e9e.<\/p>\n La production locale, y compris la production communautaire, constitue une forme d\u2019entr\u00e9e sur le march\u00e9. Les nouvelles entr\u00e9es sur le march\u00e9 ont jou\u00e9 un r\u00f4le central dans la comp\u00e9titivit\u00e9 du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta. Non seulement l\u2019entr\u00e9e sur le march\u00e9 limite l\u2019exercice d\u2019un pouvoir de march\u00e9 par les producteurs, mais elle peut aussi favoriser l\u2019am\u00e9lioration de la productivit\u00e9 dans l\u2019industrie de la distribution.<\/p>\n Les nouvelles entr\u00e9es sont particuli\u00e8rement importantes en Alberta \u00e0 l\u2019heure actuelle. Les accords d\u2019achat d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 prendront fin dans un an, et il est g\u00e9n\u00e9ralement admis que leur expiration entra\u00eenera une concentration et un pouvoir de march\u00e9 accrus en Alberta. L\u2019entr\u00e9e de nouveaux venus par le biais de la production appartenant aux clients r\u00e9duira la concentration du march\u00e9.<\/p>\n Les discussions concernant la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 par des ind\u00e9pendants peuvent \u00e9galement conduire \u00e0 une analyse similaire sur le stockage par les clients. Cela s\u2019explique en partie par la d\u00e9cision prise par la FERC en 2018 dans l\u2019ordonnance\u00a0841, qui a statu\u00e9 que le stockage est un actif de production. En fin de compte, la vraie question en ce qui concerne la production appartenant aux clients n\u2019est pas de savoir si elle doit \u00eatre autoris\u00e9e, mais si elle doit \u00eatre limit\u00e9e aux applications derri\u00e8re le compteur, \u00e0 la production appartenant aux clients par opposition aux tiers et aux tarifs que ces producteurs devraient payer aux transporteurs et aux distributeurs qui fournissent un acc\u00e8s au r\u00e9seau lorsqu\u2019ils souhaitent vendre leur \u00e9lectricit\u00e9 exc\u00e9dentaire.<\/p>\n Toutes ces questions sont actuellement devant l\u2019Alberta Utilities Commission, qui fournira une recommandation au gouvernement d\u2019ici la fin mars 2020.<\/p>\n Stockage d\u2019\u00e9nergie<\/strong><\/p>\n Les organismes de r\u00e9glementation de tout le Canada ont tous essay\u00e9 de promouvoir le stockage au cours des derni\u00e8res ann\u00e9es. Il y a une bonne raison \u00e0 cela, car les premi\u00e8res infrastructures \u00e9nerg\u00e9tiques sont construites pour faire face aux charges de pointe. Si les pointes peuvent \u00eatre r\u00e9duites, les investissements en capital correspondants peuvent \u00eatre r\u00e9duits gr\u00e2ce \u00e0 des \u00e9conomies de co\u00fbts.<\/p>\n Deuxi\u00e8mement, la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans le monde entier passe d\u2019une \u00e9nergie \u00e0 base de carbone \u00e0 une \u00e9nergie verte. Une diff\u00e9rence importante entre les deux est que l\u2019\u00e9nergie verte, comme l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et solaire, est tr\u00e8s variable. Il n\u2019est pas surprenant que les planificateurs aient d\u00e9couvert l\u2019avantage de marier l\u2019\u00e9nergie solaire et le stockage, comme le souligne une r\u00e9cente \u00e9tude de Brattle en d\u00e9cembre 201945<\/sup>.<\/p>\n L\u2019autre raison qui stimule la demande est la croissance du stockage derri\u00e8re le compteur (DLC), les clients essayant de r\u00e9duire leurs co\u00fbts. Le stockage d\u2019\u00e9nergie DLC ne repr\u00e9sente aujourd\u2019hui que 70 MW, soit 15 % du march\u00e9 am\u00e9ricain du stockage d\u2019\u00e9nergie. D\u2019ici 2022, il repr\u00e9sentera 1300 MW, soit 30 % du march\u00e946<\/sup>. Il existe des similitudes importantes entre la production locale et le stockage local. Tous deux peuvent \u00eatre d\u00e9tenus par les clients et peuvent offrir une capacit\u00e9 exc\u00e9dentaire \u00e0 d\u2019autres clients. Ce service augmentera l\u2019efficacit\u00e9 du secteur \u00e9nerg\u00e9tique albertain et permettra de r\u00e9aliser des \u00e9conomies importantes.<\/p>\n Le prochain facteur important \u00e0 l\u2019origine de cette demande est la reconnaissance par les services publics du fait que le stockage peut \u00eatre un atout important du r\u00e9seau pour r\u00e9duire les co\u00fbts. Cette reconnaissance a \u00e9t\u00e9 aliment\u00e9e, au moins aux \u00c9tats-Unis, par l\u2019ordonnance 841 de la FERC, qui a \u00e9t\u00e9 confirm\u00e9e en 2019 apr\u00e8s avoir fait l\u2019objet d\u2019un appel. La FERC aux \u00c9tats-Unis, dans l\u2019ordonnance 84147<\/sup> confirm\u00e9e dans l\u2019ordonnance\u00a0841-A48<\/sup>, a statu\u00e9 que le stockage est un actif de production.<\/p>\n Le stockage DLC est un probl\u00e8me dans la r\u00e9cente consultation lanc\u00e9e par l\u2019AUC49<\/sup>. La question a \u00e9galement \u00e9t\u00e9 abord\u00e9e dans le cas r\u00e9cent des tarifs de Toronto Hydro50<\/sup>, qui a tent\u00e9 d\u2019inclure le stockage dans sa base tarifaire. Cette demande a \u00e9t\u00e9 rejet\u00e9e par la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario qui a conclu que l\u2019affaire devait \u00eatre renvoy\u00e9e aux consultations sur les RED en cours51<\/sup>.<\/p>\n Enfin, il est important de reconna\u00eetre la baisse significative des co\u00fbts qui a eu lieu sur les march\u00e9s du stockage au cours des derni\u00e8res ann\u00e9es. Entre 2010 et 2018, le prix moyen d\u2019un bloc de batterie au lithium-ion est pass\u00e9 de 1\u2005160\u00a0$ par kilowattheure \u00e0 176\u00a0$ par kilowattheure, soit une r\u00e9duction de 85\u00a0% en huit ans seulement. Dans les prochaines ann\u00e9es, Bloomberg New Energy Finance pr\u00e9voit une nouvelle baisse \u00e0 94\u00a0$ le kilowattheure en 2024 et \u00e0 62\u00a0$ le kilowattheure en 2030.<\/p>\n Selon Bloomberg New Energy Finance, le march\u00e9 mondial du stockage de l\u2019\u00e9nergie devrait atteindre 2\u2005857\u00a0GWh d\u2019ici 2040 et attirer plus de 620\u00a0G$ d\u2019investissements au cours des 20 prochaines ann\u00e9es. En Ontario, la SIERE a eu recours \u00e0 un certain nombre de processus concurrentiels pour d\u00e9velopper plus de 25 projets de stockage, ce qui a permis d\u2019obtenir une capacit\u00e9 de plus de 50\u00a0MW. En d\u00e9cembre 2018, la SIERE a publi\u00e9 un rapport intitul\u00e9 Removing Obstacles for Storage Resources in Ontario<\/em>52<\/sup>. Elle a \u00e9t\u00e9 suivie par une initiative de la CEO en mars 2019 dans le m\u00eame sens et par une \u00e9tude d\u2019Energy Storage Canada en mai 2019 intitul\u00e9e Maximizing Value and Efficiency through Energy Storage<\/em>53<\/sup>. Cette \u00e9tude \u00e9tait, \u00e0 certains \u00e9gards, similaire \u00e0 celle de l\u2019Alberta Electric System Operator (AESO) r\u00e9alis\u00e9e un an plus t\u00f4t et intitul\u00e9e Dispatchable Renewables and Energy storage<\/em>54<\/sup>.<\/p>\n Recharge des v\u00e9hicules \u00e9lectriques<\/strong><\/p>\n Le nombre total de v\u00e9hicules \u00e9lectriques (VE) en circulation dans le monde a atteint 3,1 millions en 2017, soit une augmentation de 50\u00a0% par rapport \u00e0 l\u2019ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente. La Chine et les \u00c9tats-Unis ont enregistr\u00e9 le volume de ventes le plus \u00e9lev\u00e9 en 2017. La Norv\u00e8ge est le leader mondial en termes de part des ventes, les VE repr\u00e9sentant plus de 39\u00a0% des nouvelles ventes en 2017. Neuf pays, dont la France, le Royaume-Uni et la Norv\u00e8ge, pr\u00e9voient d\u2019\u00e9liminer progressivement tous les v\u00e9hicules \u00e0 essence entre 2025 et 2050.<\/p>\n Bien que seulement 2,2\u00a0% des v\u00e9hicules dans le monde soient \u00e9lectriques, un nombre record de 2,2 millions de VE ont \u00e9t\u00e9 vendus l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re. Bloomberg New Energy Finance (BNEF) pr\u00e9voit que les VE atteindront 19\u00a0% des ventes de v\u00e9hicules l\u00e9gers en Chine d\u2019ici 2025, contre 14\u00a0% en Europe et 11\u00a0% aux \u00c9tats-Unis. Actuellement, ces chiffres sont de 4\u00a0% en Chine, 2\u00a0% en Europe et 2\u00a0% aux \u00c9tats-Unis. On estime que d\u2019ici 2020, le prix des VE en Europe sera inf\u00e9rieur au prix des v\u00e9hicules \u00e0 moteur \u00e0 combustion interne. Cet objectif sera atteint en Chine d\u2019ici 2023 et aux \u00c9tats-Unis d\u2019ici 2025.<\/p>\n Aux \u00c9tats-Unis, l\u2019Edison Electric Institute (EEI) estime que d\u2019ici 2030, le nombre de VE aux \u00c9tats-Unis atteindra 18,7 millions, contre 1 million \u00e0 la fin de 2018. Il a fallu 8 ans pour vendre 1\u00a0million de VE aux \u00c9tats-Unis et l\u2019EEI pr\u00e9voit que le prochain million sera vendu dans 3 ans. On pr\u00e9voit que les ventes annuelles de VE aux \u00c9tats-Unis d\u00e9passeront les 3,5 millions en 2030, ce qui repr\u00e9sente plus de 20\u00a0% des ventes annuelles de v\u00e9hicules. Il convient \u00e9galement de noter que l\u2019on estime que 9,6 millions de bornes de recharge seront n\u00e9cessaires pour alimenter les 18,7 millions de VE aux \u00c9tats-Unis en 2030.<\/p>\n Le Canada a connu une expansion importante des VE, l\u2019Ontario, le Qu\u00e9bec et la Colombie-Britannique repr\u00e9sentant 97\u00a0% de tous les v\u00e9hicules rechargeables vendus au Canada entre 2013 et 2018. Entre 2017 et 2018, les ventes ont augment\u00e9 de 80\u00a0%, ce qui fait que la part de march\u00e9 nationale des VE est maintenant de 2,5\u00a0%, contre moins de 1\u00a0% en 2017. \u00c0 la fin de 2018, les ventes en Ontario s\u2019\u00e9levaient \u00e0 plus de 6\u2005000 v\u00e9hicules, soit une augmentation de 209\u00a0% par rapport \u00e0 la m\u00eame p\u00e9riode en 2017. L\u2019Ontario repr\u00e9sente 44\u00a0% de toutes les ventes de nouveaux VE au Canada.<\/p>\n Le r\u00e9cent rapport de la phase\u00a02 de la British Columbia Utilities Commission dans son Electric Vehicle Service Inquiry <\/em>(juin 2019) dresse un excellent bilan de la situation actuelle au Canada. 55<\/sup><\/p>\n [Traduction] Gr\u00e2ce aux initiatives des gouvernements f\u00e9d\u00e9ral, provinciaux et municipaux, ainsi que des services publics et des entreprises priv\u00e9es, l\u2019infrastructure publique de bornes de recharge continue de se d\u00e9velopper au Canada. Fin d\u00e9cembre 2017, il y avait environ 5\u2005843 stations de recharge de VE au Canada, dont 5\u2005168 de niveau 2, 483 bornes de recharge rapide \u00e0 courant continu (RRCC) et 190 chargeurs Tesla. Cela repr\u00e9sente une augmentation de 38 % des infrastructures de recharge publiques au Canada en 2017 par rapport \u00e0 201656<\/sup>.<\/p>\n Parmi les d\u00e9veloppements r\u00e9cents du secteur priv\u00e9, on peut citer la cr\u00e9ation d\u2019Electrify Canada, un partenariat form\u00e9 par Electrify America en coop\u00e9ration avec le groupe Volkswagen Canada pour construire des infrastructures de RRCC, en juillet 2018. Il pr\u00e9voit de construire 32 stations de recharge rapide dans le sud de la Colombie-Britannique, en Ontario et au Qu\u00e9bec, dont l\u2019exploitation devrait commencer \u00e0 l\u2019\u00e9t\u00e9 201957<\/sup>. En f\u00e9vrier 2019, PetroCanada a annonc\u00e9 qu\u2019elle mettait en place un r\u00e9seau de 50 installations de RRCC \u00e0 travers le Canada, de Halifax, en Nouvelle-\u00c9cosse, \u00e0 Vancouver, en Colombie-Britannique, la premi\u00e8re station ayant \u00e9t\u00e9 ouverte en Ontario58<\/sup>.<\/p>\n Les initiatives f\u00e9d\u00e9rales ont \u00e9t\u00e9 men\u00e9es par Ressources naturelles Canada (RNCan), en collaboration avec divers autres partenaires, pour soutenir l\u2019installation de plus de 500 bornes de RRCC \u00e0 ce jour59<\/sup>. En 2017, RNCan a collabor\u00e9 avec trois entreprises priv\u00e9es pour installer 34 stations de recharge rapide le long de la route transcanadienne en Ontario et au Manitoba60<\/sup>. L\u2019Initiative de d\u00e9ploiement de l\u2019infrastructure pour les v\u00e9hicules \u00e9lectriques et les carburants de remplacement (Initiative VE de RNCan) offre des contributions remboursables pour soutenir la construction d\u2019un r\u00e9seau de recharge rapide des VE d\u2019un oc\u00e9an \u00e0 l\u2019autre. L\u2019initiative VE de RNCan paiera jusqu\u2019\u00e0 50 % du co\u00fbt total du projet, jusqu\u2019\u00e0 concurrence de cinquante mille dollars (50\u2005000 $) par unit\u00e9 de chargement61<\/sup>. BC Hydro a re\u00e7u un financement pour\u00a021\u00a0stations dans le cadre de sa mise en \u0153uvre de la phase\u00a01, sur un total national de 102.<\/p>\n Au niveau provincial, les gouvernements de l\u2019Ontario, du Qu\u00e9bec et de la Colombie-Britannique ont activement soutenu le d\u00e9veloppement de l\u2019infrastructure de recharge des VE62<\/sup>. Le circuit \u00e9lectrique d\u2019Hydro-Qu\u00e9bec, lanc\u00e9 en 2012, a \u00e9t\u00e9 le premier r\u00e9seau public de recharge canadien offrant des stations de recharge de 240 et 400 volts. Au d\u00e9but de 2019, le circuit comprenait 1\u2005700 stations, dont 176 stations de recharge rapide63<\/sup>. Les stations sont install\u00e9es dans les stationnements des nombreux partenaires du circuit \u00e0 travers le Qu\u00e9bec et dans le nordest de l\u2019Ontario, et sont exploit\u00e9es par Hydro-Qu\u00e9bec. En 2019, Hydro-Qu\u00e9bec a annonc\u00e9 qu\u2019elle avait re\u00e7u du gouvernement f\u00e9d\u00e9ral un financement pour 100 nouvelles stations qui seront install\u00e9es avant la fin de l\u2019ann\u00e9e 2019 et qu\u2019elle avait des plans \u00e0 long terme pour construire 1600 stations de recharge rapide au cours des 10 prochaines ann\u00e9es64<\/sup>.<\/p>\n En Alberta, l\u2019initiative pour v\u00e9hicules \u00e9lectriques de RNCan a soutenu la mise en place de trois premi\u00e8res stations de recharge rapide dans des magasins Canadian Tire en 201765<\/sup>, tandis qu\u2019en f\u00e9vrier 2019, le gouvernement de l\u2019Alberta a annonc\u00e9 son intention de fournir 1,2 M$ pour cofinancer le r\u00e9seau de stations de recharge Peak to Prairies, en collaboration avec des partenaires locaux et la F\u00e9d\u00e9ration canadienne des municipalit\u00e9s. Le r\u00e9seau sera compos\u00e9 de 20 stations de recharge rapide qui seront install\u00e9es dans le sud de l\u2019Alberta d\u2019ici la fin de 2019. La propri\u00e9t\u00e9 et l\u2019exploitation \u00e0 long terme de l\u2019infrastructure de recharge seront confi\u00e9es \u00e0 ATCO66<\/sup>.<\/p>\n Divers mod\u00e8les de r\u00e9glementation sont utilis\u00e9s dans d\u2019autres ressorts. L\u2019Ontario, la Californie, Washington, l\u2019Oregon, New York et un certain nombre d\u2019autres \u00c9tats am\u00e9ricains exemptent la recharge des VE de la r\u00e9glementation sur l\u2019\u00e9nergie. La revente d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est autoris\u00e9e sans autorisation pr\u00e9alable, et les prix sont fix\u00e9s par le march\u00e9. La Colombie-Britannique et certains autres \u00c9tats am\u00e9ricains exigent que les fournisseurs de services de recharge \u00e9lectrique deviennent des services publics, sous r\u00e9serve de tous les autres aspects de la r\u00e9glementation \u00e9nerg\u00e9tique, y compris la recharge.<\/p>\n Certains ressorts autorisent les services publics \u00e0 fournir des services de recharge de VE et \u00e0 recouvrer leurs co\u00fbts au moyen de la tarification. D\u2019autres ressorts n\u2019autorisent pas les services publics \u00e0 fournir des services de recharge de VE ou les autorisent seulement \u00e0 fournir des services de recharge en tant qu\u2019entreprise non tarif\u00e9e.<\/p>\n Voici un aper\u00e7u du statut des installations de recharge de VE dans divers ressorts nord-am\u00e9ricains.<\/p>\n Colombie-Britannique<\/strong><\/p>\n Le 26 novembre 2018, la British Columbia Utilities Commission (BCUC) a publi\u00e9 son rapport de la phase I de son Enqu\u00eate sur la r\u00e9glementation du service de recharge de v\u00e9hicules \u00e9lectriques<\/em>67<\/sup>. Dans ce rapport, la BCUC a constat\u00e9 que le march\u00e9 public de la recharge des VE ne pr\u00e9sente pas de caract\u00e9ristiques de monopole et qu\u2019il n\u2019est pas n\u00e9cessaire de r\u00e9glementer pour prot\u00e9ger les consommateurs contre un pouvoir de march\u00e9. La BCUC recommande que le gouvernement de la Colombie-Britannique accorde une exemption \u00e0 la r\u00e9glementation de la BCUC aux services de recharge de VE, mais qu\u2019il continue d\u2019en superviser la s\u00e9curit\u00e9.<\/p>\n L\u2019enqu\u00eate de la BCUC est n\u00e9e d\u2019une demande de FortisBC Inc. visant \u00e0 faire approuver un tarif pour la recharge des VE dans les stations de recharge appartenant \u00e0 FortisBC. La BCUC a approuv\u00e9 le taux demand\u00e9 \u00e0 titre provisoire en janvier 2018, mais a \u00e9galement ajourn\u00e9 la demande de FortisBC en faveur de la conduite de l\u2019enqu\u00eate g\u00e9n\u00e9rale visant \u00e0 d\u00e9terminer si et comment on devrait r\u00e9glementer la recharge des VE en Colombie-Britannique.<\/p>\n La phase\u00a02 de l\u2019enqu\u00eate s\u2019est concentr\u00e9e sur les services publics non exempt\u00e9s (BC Hydro et FortisBC) et a conclu que les services publics non exempt\u00e9s n\u2019\u00e9taient pas tenus de construire des stations de recharge.<\/p>\n Californie<\/strong><\/p>\n En 2018, la Californie a accord\u00e9 aux trois entreprises de services publics de l\u2019\u00c9tat appartenant \u00e0 des investisseurs un appui de 738\u00a0M$ pour l\u2019infrastructure de recharge des VE. San Diego Gas & Electric a adopt\u00e9 un programme de remise de 137\u00a0M$ pour 60\u2005000 stations de recharge \u00e0 domicile de niveau\u00a02 pour les VE (chargeurs 240 V semblables \u00e0 un s\u00e9choir ou un four \u00e9lectrique) selon un tarif horaire variable. Pacific Gas and Electric a adopt\u00e9 un programme de 22\u00a0M$ pour financer 234 stations de recharge rapide sur 52 sites et mettre en place une infrastructure sur au moins 700 sites afin de soutenir l\u2019\u00e9lectrification d\u2019au moins 6\u2005500 v\u00e9hicules moyens ou lourds. Southern California Edison a adopt\u00e9 un programme de 343\u00a0M$ pour les infrastructures d\u2019au moins 870 sites afin de soutenir l\u2019\u00e9lectrification d\u2019au moins 8\u2005490 v\u00e9hicules moyens ou lourds et de nouveaux tarifs fond\u00e9s sur le temps d\u2019utilisation pour les clients commerciaux \u00e9quip\u00e9s de VE.<\/p>\n Nouvelle-\u00c9cosse<\/strong><\/p>\n En Nouvelle-\u00c9cosse, l\u2019Utility and Review Board a rejet\u00e9 une demande de Nova Scotia Power Incorporated visant \u00e0 r\u00e9cup\u00e9rer aupr\u00e8s des contribuables le co\u00fbt de l\u2019achat et de l\u2019installation de 12 stations de recharge rapide de VE diss\u00e9min\u00e9s en Nouvelle-\u00c9cosse, car le conseil a constat\u00e9 que les stations de recharge de VE sont similaires \u00e0 d\u2019autres \u00e9quipements chez les clients et qu\u2019il n\u2019est pas pertinent de les facturer aux contribuables68<\/sup>.<\/p>\n Ontario<\/strong><\/p>\n Les l\u00e9gislateurs de l\u2019Ontario n\u2019ont pas \u00e9t\u00e9 tr\u00e8s favorables envers la recharge des VE. En 2012, la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario a rejet\u00e9 une demande de 600\u2005000 $ pour financer un projet pilote de v\u00e9hicules \u00e9lectriques69<\/sup>. Cette demande a \u00e9t\u00e9 motiv\u00e9e par la d\u00e9claration du gouvernement de l\u2019Ontario en 2009, selon laquelle un v\u00e9hicule sur vingt serait \u00e9lectrique d\u2019ici 202070<\/sup>. Toronto Hydro a propos\u00e9 d\u2019utiliser l\u2019argent pour installer et g\u00e9rer entre 30 et 40 stations de recharge de VE dans la ville. La CEO a autoris\u00e9 un montant de 200\u2005000\u00a0$ pour les co\u00fbts li\u00e9s \u00e0 cette activit\u00e9, \u00e0 condition que l\u2019argent ne soit pas utilis\u00e9 pour financer une prestation de service au public. La Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario a averti que l\u2019\u00e9laboration d\u2019une politique concernant la propri\u00e9t\u00e9 et l\u2019exploitation des bornes de recharge des VE n\u2019avait pas encore eu lieu et qu\u2019il \u00e9tait pr\u00e9matur\u00e9 de conclure que l\u2019infrastructure de recharge devait \u00eatre incluse dans la base tarifaire de Toronto Hydro.<\/p>\n Cet argument a \u00e9t\u00e9 r\u00e9p\u00e9t\u00e9 en 2019 dans la demande de Toronto Hydro pour les tarifs et redevances de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour 2020-2024. L\u00e0 encore, la CEO a conclu que la d\u00e9cision71<\/sup>\u00a0\u00e9tait pr\u00e9matur\u00e9e et que la question devait \u00eatre report\u00e9e \u00e0 l\u2019enqu\u00eate en cours de la commission concernant les ressources de distribution \u00e9nerg\u00e9tiques. Il faut ajouter que l\u2019une des choses que le nouveau gouvernement conservateur a faites lorsqu\u2019il est arriv\u00e9 au pouvoir a \u00e9t\u00e9 d\u2019annuler le programme favorisant l\u2019achat de v\u00e9hicules \u00e9lectriques et les rabais pour l\u2019achat de VE que le gouvernement lib\u00e9ral pr\u00e9c\u00e9dent avait mis en place.<\/p>\n D\u00c9FIS DE LA CYBERS\u00c9CURIT\u00c9<\/strong><\/p>\n La plupart des organismes de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie canadiens ont une certaine responsabilit\u00e9 dans la surveillance et la gestion des infractions aux normes de fiabilit\u00e9. En Ontario, par exemple, ces responsabilit\u00e9s incombent \u00e0 l\u2019Independent Electricity System Operator72<\/sup>, bien que la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario exerce une certaine surveillance73<\/sup>. En Alberta, il incombe \u00e0 l\u2019AESO de proposer les normes de fiabilit\u00e9 \u00e0 l\u2019Alberta Utilities Commission sur la base des normes \u00e9tablies par la North American Electric Reliability Corporation (NERC). L\u2019AESO effectue des audits sur les acteurs du march\u00e9 et transmet les infractions pr\u00e9sum\u00e9es \u00e0 la MSA, qui peut imposer des p\u00e9nalit\u00e9s sp\u00e9cifiques d\u00e9finies par l\u2019AUC. La complexit\u00e9 de ce r\u00e9gime r\u00e9glementaire s\u2019est accrue plus r\u00e9cemment avec l\u2019introduction des normes de protection des infrastructures critiques ou PIC74<\/sup>\u00a0introduites par la NERC en 2010. Ces normes ont \u00e9t\u00e9 adopt\u00e9es en Ontario en 2016 et en Alberta en 2017.<\/p>\n Les normes de PIC ont introduit une nouvelle complexit\u00e9 et concernent pour la plupart les risques de cybers\u00e9curit\u00e9. L\u2019exemple le plus r\u00e9cent est la fermeture d\u2019un pipeline am\u00e9ricain sans nom sur la base d\u2019une cyberattaque75<\/sup>.<\/p>\n En 2017, pour la premi\u00e8re fois, un organisme de r\u00e9glementation canadien a mis en place une audience r\u00e9glementaire pour traiter certaines questions relatives \u00e0 ces nouvelles normes de cybers\u00e9curit\u00e9. La proc\u00e9dure a \u00e9t\u00e9 d\u00e9clench\u00e9e par un m\u00e9moire de la MSA \u00e0 la Commission le 29 octobre 2019 en relation avec le plan strat\u00e9gique 2019-2022 de la Commission. Les questions soulev\u00e9es concernent notamment l\u2019utilisation de lignes directrices qui ont \u00e9t\u00e9 \u00e9tablies par le NERC, mais qui ne sont pas utilis\u00e9es en Alberta, et le degr\u00e9 de publicit\u00e9 qui devrait \u00eatre attach\u00e9 aux p\u00e9nalit\u00e9s ou amendes impos\u00e9es par la MSA en ce qui concerne les violations des normes de cybers\u00e9curit\u00e9 par les participants au march\u00e9 et l\u2019AESO. En Alberta, la MSA est responsable de l\u2019audit de l\u2019AESO. Les r\u00e8gles de l\u2019AUC relatives \u00e0 ces normes exigent que la MSA affiche publiquement les sanctions qu\u2019elle impose. La MSA s\u2019est abstenue de le faire en raison de risques pour la s\u00e9curit\u00e9. Cette m\u00eame question concerne les autorit\u00e9s r\u00e9glementaires am\u00e9ricaines. Un livre blanc commun concernant la divulgation des p\u00e9nalit\u00e9s a \u00e9t\u00e9 publi\u00e9 en 2019 par la FERC et la NERC76<\/sup>.<\/p>\n Protection de l\u2019infrastructure critique (PIC)<\/strong><\/p>\n Les normes de protection des infrastructures critiques (PIC) ont \u00e9t\u00e9 introduites pour la premi\u00e8re fois par la North American Electric Reliability Corporation (NERC) en 2010 et sont entr\u00e9es en vigueur en Alberta en 2017. Aujourd\u2019hui, il existe 11 normes de PIC, qui d\u00e9finissent les exigences de cybers\u00e9curit\u00e9 pour prot\u00e9ger le r\u00e9seau de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n Les organismes de r\u00e9glementation canadiens ont d\u00fb faire face \u00e0 des d\u00e9fis r\u00e9glementaires dans le cadre de ces nouvelles normes de PIC. Par rapport aux normes de fiabilit\u00e9 traditionnelles auxquelles les acteurs du march\u00e9 sont confront\u00e9s depuis 2010, les normes de PIC sont beaucoup plus complexes et les risques de s\u00e9curit\u00e9 qu\u2019elles abordent sont plus importants. Par cons\u00e9quent, il existe un retard important en Alberta et dans d\u2019autres juridictions canadiennes.<\/p>\n La cybers\u00e9curit\u00e9 est un domaine qui \u00e9volue rapidement dans tous les secteurs, et pas seulement dans celui de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Par cons\u00e9quent, les normes de PIC de la NERC \u00e9voluent \u00e0 un rythme qui d\u00e9passe de loin le rythme de d\u00e9veloppement des autres normes du NERC. Depuis 2010, la NERC est pass\u00e9e de la version\u00a00 \u00e0 la version\u00a06, qui est actuellement en vigueur. Les versions\u00a07 et 8 de certaines des normes de PIC entreront en vigueur en 2020.<\/p>\n L\u2019Alberta a adopt\u00e9 la version\u00a05 comme premi\u00e8re version des normes de PIC, qui est entr\u00e9e en vigueur en 2017. L\u2019AESO a choisi d\u2019adopter les normes de PIC le plus pr\u00e8s possible de la r\u00e9alit\u00e9. Toutefois, certains \u00e9l\u00e9ments ont \u00e9t\u00e9 supprim\u00e9s des normes de PIC du NERC en Alberta, par exemple le tableau des \u00e9l\u00e9ments de conformit\u00e9, les lignes directrices et les bases techniques.<\/p>\n Dans toute l\u2019Am\u00e9rique du Nord, l\u2019adoption de la premi\u00e8re version des normes de PIC ou les changements importants apport\u00e9s au contenu des nouvelles versions ont g\u00e9n\u00e9ralement entra\u00een\u00e9 une augmentation significative des violations signal\u00e9es, qu\u2019elles aient \u00e9t\u00e9 signal\u00e9es par les int\u00e9ress\u00e9s eux-m\u00eames ou r\u00e9v\u00e9l\u00e9es par la surveillance. Cela est g\u00e9n\u00e9ralement attribu\u00e9 aux concepts relativement nouveaux qui sont introduits dans l\u2019industrie de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 par le biais des normes et \u00e0 la complexit\u00e9 des normes de PIC.<\/p>\n La consultation de l\u2019Alberta<\/strong><\/p>\n En Alberta, la MSA a propos\u00e9 d\u2019importantes modifications des r\u00e8gles impliquant des directives de sanction \u00e9labor\u00e9es par le NERC qui peuvent r\u00e9duire les co\u00fbts et les d\u00e9lais li\u00e9s aux normes de PIC encourus \u00e0 la fois par la MSA et les participants au march\u00e9. Le 29 octobre 2019, la MSA a demand\u00e9 \u00e0 l\u2019AUC de tenir une consultation pour r\u00e9soudre un certain nombre de questions en suspens. Le m\u00e9moire a \u00e9t\u00e9 d\u00e9pos\u00e9 dans le cadre d\u2019une proc\u00e9dure que l\u2019AUC a mise en place pour r\u00e9viser son plan strat\u00e9gique pour la p\u00e9riode\u00a02019-2022.<\/p>\n Dans le cadre de la consultation, les participants au march\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 invit\u00e9s \u00e0 r\u00e9pondre aux questions suivantes77<\/sup>\u00a0:<\/p>\n Cette consultation a \u00e9t\u00e9 annonc\u00e9e le 31 janvier et les parties int\u00e9ress\u00e9es doivent d\u00e9poser leurs observations avant le 29 f\u00e9vrier.<\/p>\n Le probl\u00e8me de la divulgation<\/strong><\/p>\n La r\u00e8gle\u00a0027 de l\u2019AUC exige que la MSA publie sur le site web de la MSA toute amende \u00e9mise pour une infraction \u00e0 une norme de fiabilit\u00e9 au plus tard 45 jours apr\u00e8s que l\u2019amende a \u00e9t\u00e9 donn\u00e9e.<\/p>\n Il existe toutefois une large controverse au Canada et aux \u00c9tats-Unis sur la question de savoir si cette disposition est appropri\u00e9e dans les cas des violations des normes de fiabilit\u00e9 de PIC. Les amendes relatives \u00e0 la protection des infrastructures critiques concernent principalement les infractions \u00e0 la cybers\u00e9curit\u00e9, qui peuvent r\u00e9sulter de tentatives d\u00e9lib\u00e9r\u00e9es de tiers d\u2019endommager des infrastructures critiques. La question est de savoir si la publication des infractions aiderait ces tiers \u00e0 cibler certaines installations dont la protection a \u00e9t\u00e9 jug\u00e9e insuffisante. La MSA a d\u00e9j\u00e0 fait part \u00e0 la AUC de ses pr\u00e9occupations \u00e0 cet \u00e9gard. \u00c0 ce jour, la MSA n\u2019a publi\u00e9 aucune infraction aux normes de fiabilit\u00e9 de PIC sur son site web, dans l\u2019attente d\u2019\u00e9claircissements suppl\u00e9mentaires de la part de la Commission.<\/p>\n Plus r\u00e9cemment, la FERC et la NERC ont publi\u00e9 un livre blanc78<\/sup>. Ces organismes m\u00e8nent actuellement une consultation sur cette question. L\u2019approche de l\u2019Alberta concernant la publication des infractions aux normes de PIC, conforme \u00e0 l\u2019approche am\u00e9ricaine, pourrait avoir du m\u00e9rite.<\/p>\n La MSA a propos\u00e9 qu\u2019on organise une consultation pour r\u00e9pondre \u00e0 la question suivante\u00a0:<\/p>\n La Commission devrait \u00e9laborer le processus de consultation sous peu.<\/p>\n DEVANT LES TRIBUNAUX<\/strong><\/p>\n Le blocus de l\u2019Alberta en C.-B.<\/strong><\/p>\n Plus t\u00f4t dans ce rapport, nous avons parl\u00e9 de l\u2019opposition au projet d\u2019expansion de Trans Mountain visant \u00e0 accro\u00eetre la capacit\u00e9 en jumelant le r\u00e9seau de pipelines existant \u00e0 987 km de nouvelles canalisations pour transporter la production de sables bitumineux d\u2019Edmonton, en Alberta, \u00e0 Burnaby, en Colombie-Britannique. Le projet comprend un agrandissement du terminal maritime de Burnaby et entra\u00eenera une augmentation significative du trafic de p\u00e9troliers sous le pont Lions Gate.<\/p>\n Cela a suscit\u00e9 une opposition farouche de la part du maire de Burnaby et du premier ministre de la Colombie-Britannique. Dans une tentative pour arr\u00eater le projet, la province a propos\u00e9 un amendement \u00e0 la Environmental Management Act<\/em>79<\/sup>. L\u2019Alberta s\u2019est oppos\u00e9e \u00e0 cette loi au motif qu\u2019elle \u00e9tait inconstitutionnelle parce qu\u2019elle empi\u00e9tait sur la comp\u00e9tence exclusive du gouvernement f\u00e9d\u00e9ral en mati\u00e8re de pipelines interprovinciaux. La Cour d\u2019appel de Colombie-Britannique s\u2019est dite en accord avec l\u2019Alberta80<\/sup>. La Colombie-Britannique a ensuite fait appel devant la Cour supr\u00eame du Canada, qui a confirm\u00e9 la d\u00e9cision de la Cour d\u2019appel de la Colombie-Britannique81<\/sup>. Le juge en chef de la Cour supr\u00eame a lu une d\u00e9cision unanime de la cour rejetant l\u2019affaire sur la m\u00eame base que la Cour d\u2019appel de Colombie britannique. Il a fallu 10 minutes \u00e0 la Cour pour arriver \u00e0 cette d\u00e9cision.<\/p>\n Avant les d\u00e9cisions judiciaires, l\u2019Alberta a ripost\u00e9 en indiquant qu\u2019elle n\u2019ach\u00e8terait plus de vin de C-B, ni d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la nouvelle installation hydro\u00e9lectrique du site C de la Colombie-Britannique. L\u2019Alberta allait \u00e9galement cesser de fournir du gaz pour chauffer les maisons de la C.-B. Une injonction temporaire a \u00e9t\u00e9 obtenue. Ces barri\u00e8res sont \u00e9galement tomb\u00e9es avec la r\u00e9cente d\u00e9cision de la Cour supr\u00eame du Canada, le 16 janvier 2020.<\/p>\n La guerre du carbone<\/strong><\/p>\n Alors que les gouvernements de la Colombie-Britannique et de l\u2019Alberta se battaient entre eux, les provinces de l\u2019Alberta, de l\u2019Ontario, du Nouveau-Brunswick et de la Saskatchewan se battaient avec le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral au sujet de la taxe sur le carbone propos\u00e9e par le f\u00e9d\u00e9ral. Le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral avait promulgu\u00e9 une loi exigeant de chaque province de cr\u00e9er une taxe sur le carbone r\u00e9pondant \u00e0 certaines normes. Pour les provinces qui refusaient, le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral leur imposerait son propre syst\u00e8me de tarification obligatoire du carbone.<\/p>\n L\u2019opposition des provinces pr\u00e9sentait trois motifs. Premi\u00e8rement, les provinces ne croyaient pas que la taxe sur le carbone serait efficace. Deuxi\u00e8mement, elles estimaient qu\u2019elle imposait un co\u00fbt important aux gens qui se rendent au travail en voiture tous les jours. Troisi\u00e8mement, elles estimaient qu\u2019elle \u00e9tait anticonstitutionnelle.<\/p>\n En 2019, les affaires ont fait leur chemin dans les tribunaux. En mai 2019, la Cour d\u2019appel de Saskatchewan a rendu une d\u00e9cision majoritaire82<\/sup>\u00a0\u00e0 3 contre 2, estimant que le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral avait bien l\u2019autorit\u00e9 constitutionnelle de mettre en place une taxe sur le carbone. Un mois plus tard, en juin, la Cour d\u2019appel de l\u2019Ontario, dans une d\u00e9cision \u00e0 la majorit\u00e9 de 4\u00a0contre\u00a01, est arriv\u00e9e au m\u00eame r\u00e9sultat. Les deux d\u00e9cisions ont conclu que la l\u00e9gislation f\u00e9d\u00e9rale sur la taxe carbone \u00e9tait un exercice valide en vertu du pouvoir du f\u00e9d\u00e9ral de faire des lois pour la paix, l\u2019ordre et le bon gouvernement du Canada, ench\u00e2ss\u00e9 dans la Constitution.<\/p>\n L\u2019Ontario et la Saskatchewan ont tous deux fait appel de ces d\u00e9cisions devant la Cour supr\u00eame du Canada, qui en sera probablement saisie en avril 2020. Pour brouiller les pistes, la Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta a conclu le 24 f\u00e9vrier 2020 que la taxe sur le carbone \u00e9tait inconstitutionnelle83<\/sup>.<\/p>\n Il s\u2019agissait d\u2019une d\u00e9cision \u00e0 4 contre 1 men\u00e9e par le juge en chef de la province. La d\u00e9cision de l\u2019Alberta explique bien les diff\u00e9rences entre le tribunal albertain et les tribunaux de l\u2019Ontario et de la Saskatchewan qui ont jug\u00e9 que la l\u00e9gislation relevait de la comp\u00e9tence f\u00e9d\u00e9rale. Il s\u2019av\u00e8re que cela d\u00e9pend de la fa\u00e7on dont vous d\u00e9finissez ou caract\u00e9risez la taxe sur le carbone. La Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta a d\u00e9clar\u00e9, \u00e0 juste titre, que la taxe sur le carbone \u00e9tait un instrument politique qui r\u00e9gissait les ressources naturelles dans la province. La Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta s\u2019est naturellement appuy\u00e9e sur l\u2019article\u00a092A, qui stipule que les ressources naturelles sont de comp\u00e9tence provinciale exclusive. La logique \u00e9tait simple; l\u2019Alberta est une province monoindustrielle. Cette industrie est li\u00e9e \u00e0 l\u2019exploration et au d\u00e9veloppement de la production et du transport de p\u00e9trole et de gaz. La taxe f\u00e9d\u00e9rale propos\u00e9e ne visait que cette industrie. Les d\u00e9cisions de l\u2019Ontario et de la Saskatchewan se sont appuy\u00e9es sur la doctrine de l\u2019int\u00e9r\u00eat national au sens large en vertu du pouvoir de faire des lois pour la paix, l\u2019ordre et le bon gouvernement du Canada. Le juge en chef a estim\u00e9 que la r\u00e9glementation des \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre ne relevait pas de cette doctrine et a not\u00e9 que l\u2019application de l\u2019immunit\u00e9 interjuridictionnelle \u00e9tait rarement invoqu\u00e9e par les tribunaux et n\u2019avait \u00e9t\u00e9 utilis\u00e9e que dans trois cas dans toute l\u2019histoire des litiges constitutionnels. D\u2019autres juges soutiennent que la loi sur le carbone \u00e9tait un cheval de Troie, qui permettrait au gouvernement f\u00e9d\u00e9ral d\u2019exercer un contr\u00f4le sur pratiquement tout ce qui rel\u00e8ve traditionnellement de la comp\u00e9tence des provinces. Cette affaire va maintenant \u00eatre port\u00e9e devant la Cour supr\u00eame du Canada, qui entendra les trois affaires ensemble le 24 mars 2020.<\/p>\n Entre-temps, les provinces du Nouveau-Brunswick et de l\u2019\u00cele-du-Prince-\u00c9douard ont conclu un accord \u00e9trange avec le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral. Elles ont propos\u00e9 de promulguer la taxe f\u00e9d\u00e9rale sur le carbone, mais de supprimer une taxe du m\u00eame montant que celle que chaque province a actuellement mise en place pour payer les routes de la province.<\/p>\n Il s\u2019av\u00e8re que le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral allait donner aux provinces l\u2019argent qu\u2019il a re\u00e7u de la taxe sur le carbone, de sorte que les provinces ont \u00e9t\u00e9 neutres en termes de revenus dans le cadre de cette initiative. Ce que ce nouveau syst\u00e8me a fait pour r\u00e9duire le carbone dans ces provinces demeure un myst\u00e8re pour certains.<\/p>\n R\u00e9vision des droits d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s<\/strong><\/p>\n En 2016, un violent incendie a d\u00e9truit la majeure partie de Fort McMurray, en Alberta. En 2019, trois entreprises, ATCO Gas, ATCO Electric Transmission et ATCO Electric Distribution, ont d\u00e9pos\u00e9 des demandes aupr\u00e8s de l\u2019AUC afin de r\u00e9cup\u00e9rer environ 5 M$ pour compenser pour leurs biens d\u00e9truits par l\u2019incendie. Dans les trois d\u00e9cisions84<\/sup>, la Commission a approuv\u00e9 ou refus\u00e9 la demande en se basant sur les principes de la Commission sur la disposition des actifs des services publics (UAD) relatifs aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s, tels qu\u2019ils sont \u00e9nonc\u00e9s dans la d\u00e9cision Stores Block<\/em>85<\/sup>. Il y a eu d\u2019importantes remontrances et mises en garde sur \u00ab\u00a0les effets d\u00e9l\u00e9t\u00e8res possibles\u00a0\u00bb de ce principe, la commission ayant appel\u00e9 \u00e0 un \u00ab\u00a0d\u00e9bat sur l\u2019\u00e9volution de la r\u00e9glementation des services publics en Alberta\u00a0\u00bb.<\/p>\n Cette incertitude r\u00e9glementaire a une longue et int\u00e9ressante histoire. En 2013, l\u2019AUC a publi\u00e9 ce que l\u2019on appelle la d\u00e9cision Utility Assets Disposition<\/em>86<\/sup>. C\u2019est l\u2019une des nombreuses d\u00e9cisions qui s\u2019appuient sur l\u2019arr\u00eat Stores Block <\/em>de la Cour supr\u00eame du Canada.<\/p>\n L\u2019affaire Stores Block <\/em>elle-m\u00eame a commenc\u00e9 en Alberta lorsque TransAlta, une importante soci\u00e9t\u00e9 de services publics de l\u2019Alberta, a vendu un immeuble de bureaux dans le centre-ville de Calgary pour un profit consid\u00e9rable. La compagnie voulait conserver tous les b\u00e9n\u00e9fices. La Commission a d\u00e9clar\u00e9 que les b\u00e9n\u00e9fices devaient \u00eatre partag\u00e9s entre la soci\u00e9t\u00e9 de services publics et les contribuables. La Cour supr\u00eame du Canada a rejet\u00e9 l\u2019argument voulant que les contribuables n\u2019avaient pas de droit de propri\u00e9t\u00e9; ils avaient simplement droit au service. Cependant, comme le montrent les incendies de Fort McMurray, le revers de la m\u00e9daille peut cr\u00e9er de r\u00e9els probl\u00e8mes pour les services publics. En d\u2019autres termes, si la compagnie conserve tous les b\u00e9n\u00e9fices de la vente d\u2019un bien, elle doit probablement supporter tous les co\u00fbts de la destruction de ce bien.<\/p>\n Ce n\u2019est pas la premi\u00e8re fois que l\u2019Alberta se d\u00e9bat avec cette question. Le probl\u00e8me est apparu en 2013, lorsque le sud de l\u2019Alberta a \u00e9t\u00e9 confront\u00e9 \u00e0 des inondations inhabituelles dues \u00e0 la rivi\u00e8re Bow and Elbow. \u00c0 cette \u00e9poque, le gouvernement a propos\u00e9 une nouvelle l\u00e9gislation, qui a modifi\u00e9 l\u2019impact de Stores Block <\/em>en Alberta.<\/p>\n Le principe en cause dans cette affaire concerne tous les services publics canadiens et tous les organismes de r\u00e9glementation canadiens. Il convient de r\u00e9p\u00e9ter les conclusions de l\u2019Alberta Utilities Commission aux paragraphes 129-132 de la d\u00e9cision 21609 concernant ATCO Electric87<\/sup>\u00a0:<\/p>\n 5.4.3.2 Consid\u00e9rations futures<\/strong><\/p>\n [Traduction]<\/p>\n 129. Dans la section pr\u00e9c\u00e9dente de cette d\u00e9cision, la Commission a d\u00e9termin\u00e9 que dans les circonstances de cette proc\u00e9dure, les mises pertes r\u00e9sultant de l\u2019incendie de la RMWB \u00e9taient extraordinaires. En cons\u00e9quence, l\u2019investissement en capital non r\u00e9cup\u00e9r\u00e9 dans les actifs perdus est \u00e0 la charge de l\u2019actionnaire d\u2019ATCO Electric.<\/p>\n 130. La conclusion de la Commission selon laquelle les co\u00fbts des \u00e9quipements ayant d\u00fb \u00eatre remplac\u00e9s devraient \u00eatre imput\u00e9s aux actionnaires se traduit par des tarifs justes et raisonnables. Cette conclusion est conforme \u00e0 la l\u00e9gislation en vigueur, aux principes fondamentaux du droit des biens et du droit des soci\u00e9t\u00e9s \u00e9tablis par les tribunaux et aux orientations de ces derniers en mati\u00e8re de r\u00e9partition des risques et des avantages li\u00e9s \u00e0 la propri\u00e9t\u00e9 des biens. Ces orientations ont \u00e9t\u00e9 examin\u00e9es par la Commission dans la d\u00e9cision de l\u2019UAD et ont ensuite \u00e9t\u00e9 confirm\u00e9es en appel. Les orientations limitent la flexibilit\u00e9 de la Commission dans la gestion de la r\u00e9partition des co\u00fbts lors de la mise au rancart des actifs des services publics, que cela soit pr\u00e9vu ou non. Le cadre r\u00e9glementaire r\u00e9sultant de ces orientations est limit\u00e9 en partie par les conclusions suivantes des tribunaux :<\/p>\n L\u2019argument selon lequel les actifs achet\u00e9s sont refl\u00e9t\u00e9s dans la base tarifaire ne devrait pas obscurcir la question de d\u00e9terminer qui est le propri\u00e9taire et le porteur de risque appropri\u00e9 [\u2026] le service public absorbe les pertes et les gains, les augmentations et les diminutions de la valeur des actifs, en fonction des conditions \u00e9conomiques et de difficult\u00e9s techniques occasionnelles et inattendues [\u2026]<\/p>\n Le concept selon lequel les actifs deviennent \u00ab\u00a0d\u00e9di\u00e9s au service\u00a0\u00bb et restent donc \u00e0 jamais dans la base tarifaire est incompatible avec la d\u00e9cision dans l\u2019affaire Stores Block <\/em>(au paragraphe\u00a069). Une telle approche entraverait le pouvoir discr\u00e9tionnaire de la Commission face \u00e0 l\u2019\u00e9volution des circonstances. L\u2019inclusion ant\u00e9rieure dans la base tarifaire n\u2019est pas d\u00e9terminante ou n\u00e9cessairement importante; comme l\u2019a fait observer la Cour dans l\u2019affaire Alberta Power Ltd. c. Alberta (Public Utilities Board) (1990), 72 Alta. L.R. (2\u00a0d) 129, 102 A.R.\u00a0353 (C.A.) \u00e0 la p.\u00a0151; \u00ab\u00a0C\u2019\u00e9tait avant, nous sommes maintenant.\u00a0\u00bb<\/p>\n L\u2019utilisation pass\u00e9e des actifs ne permet pas leur inclusion dans la base tarifaire, sauf s\u2019ils continuent \u00e0 \u00eatre utilis\u00e9s.<\/p>\n Les autorit\u00e9s ayant \u00e9tabli que les contribuables ne peuvent participer \u00e0 aucune des ventes de biens, il s\u2019ensuit que le fait de d\u00e9tenir des biens dans l\u2019assiette tarifaire, \u00e0 la fin de leur vie utile, se fait au d\u00e9triment du contribuable [\u2026] \u00e9tant donn\u00e9 que les contribuables ne peuvent pas participer au produit de la vente d\u2019actifs de services publics, leur protection en mati\u00e8re de traitement \u00e9quitable consiste \u00e0 exclure de l\u2019assiette tarifaire les actifs qui ne sont pas n\u00e9cessaires \u00e0 l\u2019exploitation des services publics.<\/p>\n [\u2026] les termes du pacte r\u00e9glementaire ont toujours \u00e9t\u00e9 soumis \u00e0 l\u2019\u00e9volution et au r\u00e9\u00e9quilibrage des int\u00e9r\u00eats concurrents des consommateurs et des entreprises de services publics lorsque les temps et les circonstances changent. \u2026 Il n\u2019y a pas d\u2019industrie aujourd\u2019hui qui soit \u00e0 l\u2019abri du changement, ou qui jouit d\u2019un droit \u00e0 une protection contre les cons\u00e9quences du changement, que celles-ci d\u00e9coulent de choix l\u00e9gislatifs, de la d\u00e9r\u00e9glementation ou de d\u00e9cisions judiciaires.<\/p>\n La Commission a fourni une justification raisonnable pour sa conclusion selon laquelle il existe et devrait exister une distinction entre la d\u00e9pr\u00e9ciation ordinaire et la perte impr\u00e9vue ou l\u2019obsolescence du capital, qui a \u00e9t\u00e9 caract\u00e9ris\u00e9e comme une forme de d\u00e9pr\u00e9ciation extraordinaire. Je suis persuad\u00e9 qu\u2019il \u00e9tait raisonnable pour la Commission de conclure que les situations de d\u00e9pr\u00e9ciation extraordinaire \u00e9taient en dehors de la d\u00e9finition de ce qui constituerait un espoir raisonnable de rendement pour les investisseurs des services publics. La Commission, dans son r\u00f4le d\u2019expert et son r\u00f4le politique, pouvait raisonnablement conclure que la l\u00e9gislation indiquait que si l\u2019amortissement ordinaire est une question l\u00e9gitime pour une forme de risque partag\u00e9 entre les services publics et les contribuables, ces formes d\u2019amortissement extraordinaire du capital acquis avec prudence ne sont pas des risques \u00e0 partager avec les contribuables.<\/p>\n [\u2026] En l\u2019absence de Stores Block <\/em>et de la jurisprudence subs\u00e9quente de cette Cour, d\u2019autres choix politiques auraient \u00e9t\u00e9 ouverts aux organismes de r\u00e9glementation. Bien qu\u2019il serait tentant de limiter l\u2019application de ces d\u00e9cisions aux seules compagnies de gaz (pour minimiser ce que je consid\u00e8re comme des effets n\u00e9fastes sur la r\u00e9glementation des compagnies de gaz en Alberta), les principes juridiques de Stores Block <\/em>restent valables.<\/p>\n 131. Bien que la Cour d\u2019appel ait soulign\u00e9 que la s\u00e9rie d\u2019affaires d\u00e9coulant de Stores Block <\/em>reste une bonne jurisprudence, elle a \u00e9galement not\u00e9 que plus d\u2019une d\u00e9cennie de litiges progressifs sur des d\u00e9cisions individuelles et factuelles de la Commission a sans doute entra\u00een\u00e9 certains \u00ab\u00a0effets n\u00e9fastes sur la r\u00e9glementation des services publics en Alberta\u00a0\u00bb. En formulant cette observation, la Cour a indiqu\u00e9 que la Commission disposerait d\u2019une plus grande souplesse pour traiter les questions relatives \u00e0 l\u2019UAD en l\u2019absence de ce type de d\u00e9cisions judiciaires et a rappel\u00e9 aux l\u00e9gislateurs qu\u2019ils ont la possibilit\u00e9 d\u2019examiner ces questions dans une perspective plus large de politique publique s\u2019ils souhaitent modifier le statu quo et donner \u00e0 la Commission une plus grande latitude pour traiter les questions factuelles sp\u00e9cifiques \u00e0 l\u2019UAD, comme on peut le lire cidessous\u00a0:<\/p>\n En l\u2019absence des d\u00e9clarations de Stores Block<\/em>, la Commission aurait probablement une plus grande flexibilit\u00e9 sur la question de savoir qui assume le co\u00fbt non amorti des actifs rendus inutilisables \u00e0 la suite d\u2019\u00e9v\u00e9nements extraordinaires.<\/p>\n La Commission, et cette Cour sont li\u00e9es par Stores Block <\/em>et les d\u00e9cisions ult\u00e9rieures de cette Cour. Seuls une modification l\u00e9gislative, un r\u00e9examen ou une annulation de l\u2019arr\u00eat Stores Block <\/em>par la Cour supr\u00eame du Canada peuvent changer cela.<\/p>\n 132. La Commission est consciente des difficult\u00e9s que rencontrent les entreprises de services publics dans un environnement o\u00f9 elles doivent anticiper des \u00e9v\u00e9nements futurs raisonnablement pr\u00e9visibles, non seulement pour aligner correctement les param\u00e8tres d\u2019amortissement, mais aussi pour r\u00e9duire le risque de pertes d\u2019actionnaires dues \u00e0 une mise au rancart extraordinaire d\u2019actifs. Malgr\u00e9 ces efforts, les entreprises de services publics reconnaissent que des pertes d\u2019actionnaires sont susceptibles de se produire bien qu\u2019elles aient agi avec prudence dans la conduite de leurs op\u00e9rations. De m\u00eame, il n\u2019est pas dans l\u2019int\u00e9r\u00eat des clients de payer des taux plus \u00e9lev\u00e9s qui refl\u00e8tent des rendements ajust\u00e9s au risque ou des param\u00e8tres de d\u00e9pr\u00e9ciation et des d\u00e9cisions d\u2019investissement qui tiennent compte de toutes les \u00e9ventualit\u00e9s de mise au rancart. Il n\u2019est pas non plus dans l\u2019int\u00e9r\u00eat des clients que les services publics supportent des co\u00fbts d\u2019emprunt plus \u00e9lev\u00e9s ou que la prestation d\u2019un service s\u00fbr et fiable soit compromise en raison de difficult\u00e9s financi\u00e8res r\u00e9sultant d\u2019une mise au rancart extraordinaire. En outre, il n\u2019est dans l\u2019int\u00e9r\u00eat ni des services publics ni des clients de s\u2019engager dans un d\u00e9bat continu et houleux pour caract\u00e9riser les mises au rancart. L\u00e0 encore, aucune partie n\u2019y gagne si les services publics sont contraints de r\u00e9pondre \u00e0 des incitations \u00e9conomiques n\u00e9gatives en adoptant des politiques d\u2019aversion au risque qui entravent l\u2019efficacit\u00e9 de la r\u00e9glementation ou l\u2019am\u00e9lioration du service ou de la fiabilit\u00e9 l\u00e0 o\u00f9 des investissements prudents auraient autrement lieu. Ce sont peut-\u00eatre l\u00e0 certains des effets d\u00e9l\u00e9t\u00e8res possibles sur la r\u00e9glementation des services publics en Alberta, not\u00e9s par les tribunaux.<\/p>\n Moins de d\u00e9f\u00e9rence<\/strong><\/p>\n Les tribunaux ont souvent fait preuve de d\u00e9f\u00e9rence \u00e0 l\u2019\u00e9gard des organismes de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie, en particulier lorsqu\u2019ils interpr\u00e8tent leur loi nationale. Le point culminant au Canada a \u00e9t\u00e9 la d\u00e9cision du juge Brian O\u2019Ferrall dans l\u2019affaire Capital Power v Alberta Utilities Commission<\/em>88<\/sup>, qui a fait l\u2019objet d\u2019un article dans la Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie89<\/sup>. Des principes similaires ont \u00e9t\u00e9 d\u00e9velopp\u00e9s aux \u00c9tats-Unis o\u00f9 ils sont appel\u00e9s la doctrine Chevron<\/em>90<\/sup>, qui a \u00e9t\u00e9 appliqu\u00e9e dans des affaires am\u00e9ricaines91<\/sup> bien que son application ait \u00e9t\u00e9 r\u00e9duite dans des d\u00e9cisions r\u00e9centes92<\/sup>.<\/p>\n Une d\u00e9cision de la Cour supr\u00eame du Canada, en d\u00e9cembre 2019, dans l\u2019affaire \n
\n
\n
\n
\n
\n
\n