Peu d\u2019entre nous ont connu une ann\u00e9e comme 2020. Pour le secteur de l\u2019\u00e9nergie, il s\u2019agissait d\u2019une combinaison brutale de faibles prix du p\u00e9trole, d\u2019un confinement \u00e0 l\u2019\u00e9chelle nationale par suite du coronavirus et d\u2019une grave r\u00e9cession \u00e9conomique. Ce fut \u00e9galement une ann\u00e9e charni\u00e8re en termes de nouvelle rh\u00e9torique et d\u2019investissements r\u00e9orient\u00e9s des carburants et technologies conventionnels vers les technologies \u00e9mergentes.<\/p>\n
Politiques nationales sur les changements climatiques<\/strong><\/p>\n En ce qui concerne les lois et les politiques \u00e9nerg\u00e9tiques, l\u2019ann\u00e9e 2020 s\u2019est termin\u00e9e en beaut\u00e9. Le 11 d\u00e9cembre 2020, le gouvernement du Canada a promulgu\u00e9 une loi visant \u00e0 acc\u00e9l\u00e9rer les initiatives de lutte contre les changements climatiques dans tout le pays. Ce qui a d\u2019abord attir\u00e9 l\u2019attention des gens, c\u2019est la proposition d\u2019augmenter la taxe canadienne sur le carbone de 50\u00a0$ par tonne en 2022 \u00e0 170\u00a0$ par tonne en 2030. Cela augmenterait le prix de l\u2019essence de pr\u00e8s de 40 cents par litre et doublerait les co\u00fbts de chauffage de nombreux foyers, bien que le gouvernement ait affirm\u00e9 que les consommateurs r\u00e9cup\u00e9reraient cet argent sous la forme d\u2019un remboursement de taxe. Le plan comprend \u00e9galement 64 programmes diff\u00e9rents pour r\u00e9duire la pollution et construire une \u00e9conomie propre, pour un co\u00fbt de 15 milliards de dollars.<\/p>\n Ces investissements comprennent 2,5 milliards de dollars pour des projets d\u2019\u00e9nergie propre sur trois ans, 1,5 milliard de dollars pour d\u00e9velopper des carburants \u00e0 faible teneur en carbone, 287\u00a0millions de dollars sur deux ans pour promouvoir les v\u00e9hicules \u00e0 \u00e9mission z\u00e9ro, 3 milliards de dollars sur cinq ans pour d\u00e9carboniser les grands \u00e9metteurs, 2,6 milliards de dollars sur sept ans pour am\u00e9liorer l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique des foyers et 3 milliards de dollars sur dix ans pour planter 2 milliards d\u2019arbres.<\/p>\n La r\u00e9volution du v\u00e9hicule \u00e9lectrique<\/strong><\/p>\n Au niveau provincial, l\u2019accent a \u00e9t\u00e9 mis sur les v\u00e9hicules \u00e9lectriques. Le Qu\u00e9bec a annonc\u00e9 qu\u2019il abandonnerait la vente de nouvelles voitures \u00e0 essence \u00e0 partir de 2035. La Colombie-Britannique a d\u00e9clar\u00e9 qu\u2019elle ferait de m\u00eame en 2040. Cette d\u00e9cision fait suite \u00e0 une loi californienne ant\u00e9rieure qui interdirait la vente de voitures et de camions \u00e0 essence d\u2019ici 2035 et \u00e0 l\u2019annonce faite par la Grande-Bretagne en novembre 2020 qu\u2019elle interdirait la vente de nouvelles voitures \u00e0 essence et diesel \u00e0 partir de 2030.<\/p>\n Les constructeurs automobiles du monde entier ont suivi de pr\u00e8s ces d\u00e9veloppements. Ils observaient \u00e9galement Tesla. En 2020, cette entreprise a atteint une capitalisation boursi\u00e8re de 880 milliards de dollars, soit plus que Toyota, Volkswagen, Daimler, General Motors, BMW, Honda, Hyundai et Ford r\u00e9unis.<\/p>\n Au Canada, Ford a annonc\u00e9 qu\u2019elle d\u00e9penserait 1,8 milliard de dollars pour produire des v\u00e9hicules \u00e9lectriques dans son usine d\u2019Oakville, en Ontario. General Motors a r\u00e9pondu en disant qu\u2019elle \u00e9liminerait compl\u00e8tement les v\u00e9hicules \u00e0 essence d\u2019ici 2035 et qu\u2019elle investirait 1\u00a0milliard de dollars pour produire des fourgonnettes commerciales \u00e9lectriques \u00e0 Ingersoll, en Ontario. Chrysler a d\u00e9clar\u00e9 qu\u2019elle d\u00e9penserait 1,5 milliard de dollars pour produire des v\u00e9hicules \u00e9lectriques \u00e0 Windsor, en Ontario.<\/p>\n Nouveaux r\u00e9seaux de recharge<\/strong><\/p>\n Les v\u00e9hicules \u00e9lectriques n\u00e9cessitent une recharge \u00e9lectrique. En 2020, les r\u00e9seaux de recharge de v\u00e9hicules \u00e9lectriques sont devenus une r\u00e9alit\u00e9 au Canada. Tesla a pris la t\u00eate du peloton avec 584 emplacements et 1400 chargeurs \u00e0 travers le Canada. En janvier 2020, Canadian Tire a annonc\u00e9 son intention de construire un r\u00e9seau de 240 chargeurs rapides dans 90\u00a0points de vente Canadian Tire au Canada.<\/p>\n Les services publics d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ont \u00e9galement \u00e9t\u00e9 actifs. \u00c0 la fin de 2020, BC Hydro avait \u00e9tendu son r\u00e9seau \u00e0 85 emplacements en Colombie-Britannique, tandis que le partenariat entre Ontario Power Generation et Hydro One a convenu d\u2019installer 160 chargeurs rapides en Ontario d\u2019ici la fin de 2021. L\u2019importance de ce nouveau r\u00e9seau est devenue \u00e9vidente en septembre 2020 lorsque l\u2019entreprise am\u00e9ricaine de r\u00e9seaux de recharge de v\u00e9hicules \u00e9lectriques, ChargePoint, est entr\u00e9e en bourse \u00e0 une valorisation de 2,4 milliards de dollars. Les investisseurs comprenaient Chevron, BMW, Siemens et l\u2019Office d\u2019investissement du r\u00e9gime de pensions du Canada.<\/p>\n Investissement durable<\/strong><\/p>\n L\u2019ann\u00e9e 2020 a \u00e9galement vu un changement spectaculaire sur les march\u00e9s financiers. Les \u00e9nergies renouvelables dominent d\u00e9sormais les march\u00e9s financiers au Canada et aux \u00c9tats-Unis. Next Era Energy, le plus grand fournisseur d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne au monde, a remplac\u00e9 Exxon Mobil et Chevron Corporation pour devenir l\u2019entreprise \u00e9nerg\u00e9tique la plus pr\u00e9cieuse au monde. En ao\u00fbt 2020, Exxon Mobil a disparu de l\u2019indice Dow Jones. Elle en faisait partie depuis la cr\u00e9ation de l\u2019entreprise Standard Oil of New Jersey en 1928.<\/p>\n De plus en plus, les entreprises sont tenues de divulguer leur impact sur le climat, d\u00e9sormais appel\u00e9 valeur environnement, social et gouvernance (ESG). Les entreprises \u00e0 base de carbone sont \u00e9galement mises \u00e0 l\u2019index par les fonds de pension. Les investissements ESG ont doubl\u00e9 au cours des quatre derni\u00e8res ann\u00e9es. Price Waterhouse estime maintenant que 60\u00a0% des actifs des fonds communs de placement seront de type ESG d\u2019ici 2025. Les rapports et la transparence en ce qui concerne les valeurs ESG stimulent \u00e0 la fois les march\u00e9s financiers et les initiatives en mati\u00e8re de changements climatiques.<\/p>\n La situation a chang\u00e9. Tout le monde l\u2019a vu venir. La r\u00e9volution carbone z\u00e9ro a progress\u00e9 lentement au cours de la derni\u00e8re d\u00e9cennie. L\u2019ann\u00e9e 2020, cependant, a \u00e9t\u00e9 le point de bifurcation sur la route. Le secteur de l\u2019\u00e9nergie sera tr\u00e8s diff\u00e9rent \u00e0 l\u2019avenir. La r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie sera \u00e9galement tr\u00e8s diff\u00e9rente. L\u2019examen suivant des d\u00e9cisions prises par les organismes canadiens de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie au cours de l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re met en lumi\u00e8re certains de ces changements.<\/p>\n LES PIPELINES<\/strong><\/p>\n Au cours des cinq derni\u00e8res ann\u00e9es, quatre grands projets de pipelines canadiens, repr\u00e9sentant potentiellement un investissement de 50 milliards de dollars, ont \u00e9t\u00e9 annul\u00e9s ou menac\u00e9s par des contestations r\u00e9glementaires[1]<\/sup>. Les quatre projets sont le pipeline Energy East de TransCanada, le pipeline Northern Gateway d\u2019Enbridge, l\u2019expansion Trans Mountain de Kinder Morgan et, enfin et surtout, Keystone XL. L\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re, nous avons examin\u00e9 les trois premiers. Ci-dessous, nous examinons Keystone XL, qui a \u00e9t\u00e9 r\u00e9sili\u00e9 r\u00e9cemment.<\/p>\n Keystone XL<\/strong><\/p>\n Le pipeline Keystone XL est un projet de 20 milliards de dollars que TransCanada avait propos\u00e9 en 2008 pour transporter 800\u00a0000 barils de p\u00e9trole par jour de l\u2019Alberta au Nebraska, puis dans un pipeline existant qui transporterait le p\u00e9trole jusqu\u2019\u00e0 la c\u00f4te du Golfe. Le passage de la fronti\u00e8re entre les \u00c9tats-Unis et le Canada a \u00e9t\u00e9 achev\u00e9 l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re, ainsi que 90 miles de pipeline \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur du Canada.<\/p>\n Le D\u00e9partement d\u2019\u00c9tat am\u00e9ricain a examin\u00e9 le pipeline pendant pr\u00e8s de sept ans. La partie canadienne de la ligne a obtenu l\u2019approbation de l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie (ONE) en 2010[2]<\/sup>. En mai 2012, TransCanada a d\u00e9pos\u00e9 une demande de permis pr\u00e9sidentiel aupr\u00e8s du D\u00e9partement d\u2019\u00c9tat am\u00e9ricain. Ce permis est exig\u00e9 du pr\u00e9sident am\u00e9ricain chaque fois qu\u2019un pipeline traverse une fronti\u00e8re internationale. Ce permis a \u00e9t\u00e9 retard\u00e9 par un litige en cours devant les tribunaux du Nebraska. En novembre 2014, la Chambre des repr\u00e9sentants des \u00c9tats-Unis a approuv\u00e9 Keystone XL pour la neuvi\u00e8me fois. Cependant, le pr\u00e9sident Obama a ensuite exerc\u00e9 son veto pour faire \u00e9chouer le projet[3]<\/sup>.<\/p>\n TransCanada a contest\u00e9 le veto d\u2019Obama en invoquant la Constitution[4]<\/sup> et l\u2019Accord de libre-\u00e9change nord-am\u00e9ricain (ALENA) pour un montant de 15 milliards de dollars[5]<\/sup>. Avant qu\u2019aucune des deux affaires ne puisse \u00eatre entendue, le pr\u00e9sident Trump a \u00e9t\u00e9 \u00e9lu. L\u2019une des premi\u00e8res d\u00e9cisions du pr\u00e9sident Trump en fonction a \u00e9t\u00e9 d\u2019approuver Keystone XL.<\/p>\n TransCanada n\u2019\u00e9tait tir\u00e9e d\u2019affaire apr\u00e8s que le pr\u00e9sident Trump ait d\u00e9livr\u00e9 le permis permettant au pipeline de traverser la fronti\u00e8re canado-am\u00e9ricaine en 2015. L\u2019\u00e9lection pr\u00e9sidentielle de novembre 2020 aux \u00c9tats-Unis a vu l\u2019\u00e9lection d\u2019un nouveau pr\u00e9sident. Le pr\u00e9sident Biden a pr\u00eat\u00e9 serment le 20 janvier 2021. Le lendemain, il a annul\u00e9 le permis pr\u00e9sidentiel que le pr\u00e9sident Trump avait accord\u00e9.<\/p>\n L\u2019Alberta avait investi 1,5 milliard de dollars en capitaux propres dans Keystone et garanti un pr\u00eat de 6 milliards de dollars pour le projet en 2020. Le pipeline est soutenu par les exp\u00e9diteurs ainsi que par TransCanada. Cenovus Energy est responsable de 100 millions de dollars et Suncor Energy de 142 millions de dollars. Il ne fait aucun doute que d\u2019autres sont \u00e9galement impliqu\u00e9s.<\/p>\n La d\u00e9cision du pr\u00e9sident Biden n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 une grande surprise. La campagne de Biden \u00e9tait bas\u00e9e sur le soutien des initiatives relatives aux changements climatiques, dont l\u2019annulation de Keystone XL.<\/p>\n Pour compliquer les choses, l\u2019ALENA a pris fin le 1er juillet 2020. Il a \u00e9t\u00e9 remplac\u00e9 par un nouvel accord, l\u2019Accord Canada-\u00c9tats-Unis-Mexique (ACEUM). L\u2019ACEUM ne contient pas le recours \u00e0 l\u2019arbitrage qu\u2019offrait l\u2019ALENA en cas de diff\u00e9rend opposant un investisseur et un \u00c9tat. Il existe des dispositions de transition pour les r\u00e9clamations h\u00e9rit\u00e9es et une p\u00e9riode de trois ans pour d\u00e9poser ces r\u00e9clamations, mais l\u2019incident sur lequel se fonde la r\u00e9clamation doit avoir eu lieu avant le 1er juillet 2020. Il y a \u00e9galement une possibilit\u00e9 de r\u00e9clamation d\u2019\u00c9tat \u00e0 \u00c9tat en vertu du chapitre 20 du nouvel ACEUM, mais TransCanada et\/ou le gouvernement de l\u2019Alberta devraient convaincre le gouvernement canadien d\u2019introduire cette r\u00e9clamation, ce qui pourrait s\u2019av\u00e9rer assez difficile.<\/p>\n Ce n\u2019est pas la fin des difficult\u00e9s. On peut soutenir que TransCanada connaissait et comprenait les r\u00e8gles de base. Le permis pr\u00e9sidentiel contenait une condition expresse selon laquelle le permis pouvait \u00eatre r\u00e9sili\u00e9, r\u00e9voqu\u00e9 ou modifi\u00e9 \u00e0 tout moment \u00e0 la seule discr\u00e9tion du pr\u00e9sident. Cette condition est con\u00e7ue pour limiter la responsabilit\u00e9 au titre de l\u2019ALENA. Une r\u00e9clamation en vertu de l\u2019ALENA pourrait entra\u00eener un litige long et incertain.<\/p>\n Quatre projets sont toujours en cours. Il s\u2019agit du projet d\u2019expansion de Trans Mountain (TMX), de Coastal GasLink, de la ligne 3 d\u2019Enbridge et de la ligne 5 d\u2019Enbridge. L\u2019\u00e9tat d\u2019avancement de ces projets est pr\u00e9sent\u00e9 ci-dessous.<\/p>\n Expansion de Trans Mountain<\/strong><\/p>\n En 2018, le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral a achet\u00e9 le projet d\u2019expansion de Trans Mountain de Kinder Morgan pour 4,5 milliards de dollars. Le 22 f\u00e9vrier 2019, l\u2019ONE a publi\u00e9 son rapport de r\u00e9examen du projet, recommandant \u00e0 nouveau sa r\u00e9alisation. Le Cabinet f\u00e9d\u00e9ral a accept\u00e9 cette recommandation et approuv\u00e9 le projet. La construction du projet a officiellement commenc\u00e9 le 3\u00a0d\u00e9cembre 2019. Peu de temps apr\u00e8s, le 16 janvier 2020, la Cour supr\u00eame du Canada (CSC) a rejet\u00e9 \u00e0 l\u2019unanimit\u00e9 la tentative de la Colombie-Britannique de revendiquer la comp\u00e9tence sur ce projet[6]<\/sup>, confirmant une d\u00e9cision ant\u00e9rieure de la Cour d\u2019appel de la Colombie-Britannique[7]<\/sup>.<\/p>\n Le 4 f\u00e9vrier 2020, une Cour d\u2019appel f\u00e9d\u00e9rale unanime a rejet\u00e9 la plus r\u00e9cente contestation juridique du projet[8]<\/sup>. La Cour a clairement indiqu\u00e9 que les groupes autochtones n\u2019ont pas de droit de veto et que les tribunaux doivent s\u2019en remettre aux gouvernements qui prennent la d\u00e9cision initiale de savoir si l\u2019obligation de consulter a \u00e9t\u00e9 respect\u00e9e.<\/p>\n En mai 2020, la province de la Colombie-Britannique a d\u00e9livr\u00e9 un certificat d\u2019\u00e9valuation environnementale (CEE) modifi\u00e9 en r\u00e9ponse \u00e0 la d\u00e9cision de la Cour d\u2019appel de la Colombie-Britannique de septembre 2019. En juillet 2020, la CSC a refus\u00e9 l\u2019autorisation \u00e0 trois groupes de Premi\u00e8res Nations cherchant \u00e0 faire appel de la d\u00e9cision de la Cour d\u2019appel f\u00e9d\u00e9rale de f\u00e9vrier 2020. La d\u00e9cision la plus r\u00e9cente de la CSC de refuser l\u2019autorisation d\u2019interjeter appel aux trois groupes des Premi\u00e8res Nations signifie qu\u2019il n\u2019y a plus de contestation juridique en suspens du projet.<\/p>\n Coastal GasLink<\/strong><\/p>\n TC Energy est propri\u00e9taire et exploitant du projet de pipeline Coastal GasLink. Le projet de 6,6\u00a0milliards de dollars commence pr\u00e8s de Dawson Creek et, s\u2019il est achev\u00e9, s\u2019\u00e9tendra sur environ 420 miles vers le sud-ouest jusqu\u2019\u00e0 une usine de liqu\u00e9faction pr\u00e8s de Kitimat. Le pipeline, tel que pr\u00e9vu, traverserait les territoires traditionnels de plusieurs groupes de Premi\u00e8res Nations. De multiples chefs h\u00e9r\u00e9ditaires s\u2019y opposent depuis longtemps, bien qu\u2019un certain nombre de groupes de Premi\u00e8res Nations soutiennent le projet et y participent financi\u00e8rement. En d\u00e9cembre 2018, la Cour supr\u00eame de la Colombie-Britannique a accord\u00e9 une injonction emp\u00eachant le blocage du pipeline[9]<\/sup>.<\/p>\n Un \u00e9l\u00e9ment de bonne nouvelle est arriv\u00e9 en juillet 2019, lorsque l\u2019ONE a rendu sa d\u00e9cision selon laquelle le pipeline \u2014 y compris le terminal d\u2019exportation \u00e0 Kitimat \u2014 \u00e9tait de comp\u00e9tence provinciale et non f\u00e9d\u00e9rale[10]<\/sup>. L\u2019ONE a conclu que le pipeline transporterait du gaz naturel \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur de la Colombie-Britannique, bien qu\u2019il faciliterait \u00e9galement les exportations internationales, apportant une certaine clart\u00e9 \u00e0 la d\u00e9cision ant\u00e9rieure de la CSC dans l\u2019affaire West Coast Energy <\/em>sur le droit des provinces de contr\u00f4ler les ouvrages et projets \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur de leurs fronti\u00e8res[11]<\/sup>.<\/p>\n En d\u00e9cembre 2019, l\u2019Alberta Investment Management Corp. \u2014 le gestionnaire des pensions publiques de l\u2019Alberta \u2014 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 Coastal GasLink.<\/p>\n Ligne 3\u00a0d\u2019Enbridge<\/strong><\/p>\n La ligne 3 d\u2019Enbridge va de Hardisty, en Alberta, \u00e0 Superior, dans le Wisconsin, et est en service depuis 1968. Au fil des ans, il est devenu \u00e9vident qu\u2019une partie du pipeline devait \u00eatre remplac\u00e9e si Enbridge souhaitait le restaurer \u00e0 sa capacit\u00e9 historique et transporter 800\u00a0000 barils par jour. L\u2019autorisation n\u00e9cessaire a \u00e9t\u00e9 obtenue aupr\u00e8s des organismes de r\u00e9glementation du Canada[12]<\/sup>, du Dakota du Nord et du Wisconsin. Cependant, le projet de 3 milliards de dollars s\u2019est heurt\u00e9 \u00e0 des probl\u00e8mes au Minnesota, o\u00f9 les \u00e9cologistes et les groupes de Premi\u00e8res Nations se sont oppos\u00e9s au projet.<\/p>\n En juin 2018, la Commission des services publics du Minnesota a approuv\u00e9 le trac\u00e9 et accord\u00e9 les permis n\u00e9cessaires[13]<\/sup>. Toutefois, un an plus tard, cette d\u00e9cision a \u00e9t\u00e9 annul\u00e9e par la Cour d\u2019appel du Minnesota qui a estim\u00e9 que l\u2019\u00e9tude d\u2019impact environnemental pr\u00e9sent\u00e9e \u00e0 la Commission \u00e9tait inad\u00e9quate[14]<\/sup>. Le 3 f\u00e9vrier 2020, les organismes de r\u00e9glementation du Minnesota ont approuv\u00e9 un examen environnemental r\u00e9vis\u00e9, levant ainsi le dernier obstacle r\u00e9glementaire au projet.<\/p>\n La partie am\u00e9ricaine du projet de la ligne 3 implique le remplacement de 364 miles de pipeline. La plupart des travaux se situent dans le Minnesota, avec 27 miles situ\u00e9s dans le Dakota du Nord et le Wisconsin. Le projet de remplacement est reli\u00e9 \u00e0 un pipeline de p\u00e9trole brut existant de 1097 miles, construit dans les ann\u00e9es 1960, qui va du centre du Canada au Wisconsin. Enbridge estime maintenant que le co\u00fbt en capital du projet de remplacement de la ligne 3, y compris le segment canadien d\u00e9j\u00e0 en service, s\u2019\u00e9l\u00e8vera \u00e0 9,3 milliards de dollars, comparativement \u00e0 l\u2019estimation initiale de 8,2 milliards de dollars. Enbridge pr\u00e9voit maintenant que la ligne 3 sera en service d\u2019ici le quatri\u00e8me trimestre de 2021.<\/p>\n Ligne\u00a05\u00a0d\u2019Enbridge<\/strong><\/p>\n Enbridge remplace actuellement la ligne 5 qui va de Superior, au Wisconsin, \u00e0 Sarnia, en Ontario. L\u2019\u00c9tat du Michigan s\u2019oppose au segment sous-marin qui passe sous le d\u00e9troit de Mackinac dans les Grands Lacs. L\u2019inqui\u00e9tude porte sur les dommages environnementaux qui pourraient r\u00e9sulter d\u2019une fuite dans le pipeline qui repose actuellement sur le lit du lac. Le projet a \u00e9t\u00e9 approuv\u00e9 par l\u2019ancien gouverneur du Michigan, mais son successeur, le gouverneur Whitmer, a contest\u00e9 la validit\u00e9 constitutionnelle du projet en 2018.<\/p>\n La Cour de district du Michigan a jug\u00e9 la loi constitutionnelle en octobre 2019 et cette d\u00e9cision a \u00e9t\u00e9 confirm\u00e9e par la Cour d\u2019appel du Michigan en janvier 2020. En janvier 2021, le gouverneur du Michigan a ordonn\u00e9 \u00e0 Enbridge de cesser d\u2019exploiter le segment du pipeline situ\u00e9 sous le d\u00e9troit de Mackinac jusqu\u2019\u00e0 mai 2021. Enbridge soutient que le pipeline de 645 miles est exploit\u00e9 de mani\u00e8re s\u00e9curitaire depuis 65 ans. Cependant, pour r\u00e9pondre aux pr\u00e9occupations, Enbridge propose maintenant de placer la conduite dans un tunnel sous le lit du lac, au co\u00fbt de 500 millions de dollars.<\/p>\n La ligne 5 fait partie du r\u00e9seau principal d\u2019Enbridge qui transporte le brut de l\u2019Alberta et de la Saskatchewan vers les raffineries du Michigan, de l\u2019Ohio, de la Pennsylvanie, de l\u2019Ontario et du Qu\u00e9bec. Enbridge a fait valoir que ces raffineries verront leur capacit\u00e9 diminuer de 45 %<\/span> si la ligne 5 n\u2019est pas maintenue en service. Le 29 janvier 2021, le Department of Environment, Great Lakes, and Energy (EGLE) du Michigan a approuv\u00e9 la demande d\u2019Enbridge pour les permis n\u00e9cessaires \u00e0 la construction du tunnel de service public sous le d\u00e9troit de Mackinac. Toutefois, les permis de la Commission des services publics du Michigan et de l\u2019Army Corps of Engineers des \u00c9tats-Unis sont encore n\u00e9cessaires.<\/p>\n Prolongement du r\u00e9seau NGTL 2021<\/strong><\/p>\n Vers la fin de l\u2019ann\u00e9e, le Cabinet f\u00e9d\u00e9ral a donn\u00e9 son approbation finale au projet de prolongement du r\u00e9seau NGTL 2021 de TC Energy, d\u2019une valeur de 2,3 milliards de dollars, qui s\u2019\u00e9tend des environs de Grande Prairie jusqu\u2019au nord de Calgary. La commission de la R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie du Canada\u00a0(REC) avait recommand\u00e9 l\u2019approbation du projet au gouverneur en conseil dans son rapport dat\u00e9 du 19 f\u00e9vrier 2020[15]<\/sup>. Le Cabinet a toutefois examin\u00e9 un autre rapport pr\u00e9par\u00e9 apr\u00e8s la pr\u00e9sentation du rapport de la commission de la REC[16]<\/sup> et conclu que plusieurs des conditions recommand\u00e9es par la commission de la REC devraient \u00eatre \u00ab\u00a0renforc\u00e9[es]\u00a0\u00bb et qu\u2019une autre condition, qui avait \u00e9t\u00e9 initialement propos\u00e9e par un commissaire de la REC dissident, devrait \u00eatre ajout\u00e9e[17]<\/sup>. NGTL n\u2019a apparemment pas eu l\u2019occasion de commenter les modifications ou la condition suppl\u00e9mentaire, en violation apparente d\u2019un avertissement de la Cour d\u2019appel f\u00e9d\u00e9rale dans l\u2019affaire Nation Gitxaala c Canada<\/em>[18]<\/sup> \u00e0 savoir qu\u2019\u00ab\u00a0[i]l va sans dire que, par souci d\u2019\u00e9quit\u00e9 proc\u00e9durale, toutes les parties vis\u00e9es doivent avoir l\u2019occasion de formuler des commentaires \u00e0 l\u2019\u00e9gard de toutes les nouvelles recommandations que le ministre coordonnateur propose de pr\u00e9senter au gouverneur en conseil.\u00bb Les d\u00e9lais devant le Cabinet ont entra\u00een\u00e9 un retard d\u2019un an pour le projet, dont l\u2019ach\u00e8vement est maintenant pr\u00e9vu pour le deuxi\u00e8me trimestre de 2022.<\/p>\n Proc\u00e9dure concernant le transport contractuel d\u2019Enbridge<\/strong><\/p>\n La proc\u00e9dure d\u2019examen de la demande d\u2019Enbridge visant \u00e0 permettre aux exp\u00e9diteurs de signer des contrats \u00e0 long terme pour un acc\u00e8s prioritaire \u00e0 90 % de la capacit\u00e9 de son r\u00e9seau principal canadien s\u2019est poursuivie devant la commission de la REC tout au long de l\u2019ann\u00e9e. Actuellement, et historiquement, le r\u00e9seau principal est exploit\u00e9 comme un transporteur public, la capacit\u00e9 \u00e9tant attribu\u00e9e sur une base non engag\u00e9e \u00e0 l\u2019aide d\u2019un syst\u00e8me de nomination mensuel. Le contrat actuel de service et d\u2019achat ferme doit expirer le 30 juin 2021. La commission de la REC tiendra un contre-interrogatoire oral en mai 2021[19]<\/sup>. Cette demande est controvers\u00e9e et a oppos\u00e9 les int\u00e9r\u00eats de divers producteurs, march\u00e9s et raffineurs. Le r\u00e9sultat sera sans doute au centre de notre examen des d\u00e9veloppements de 2021.<\/p>\n R\u00c9FORME R\u00c9GLEMENTAIRE<\/strong><\/p>\n Comptage net<\/strong><\/p>\n En 2020, les organismes de r\u00e9glementation du Canada et des \u00c9tats-Unis ont envisag\u00e9 de r\u00e9former le comptage net.<\/p>\n L\u2019objectif \u00e9tait essentiellement de d\u00e9terminer si le comptage net pouvait \u00eatre \u00e9tendu d\u2019un seul client \u00e0 un groupe de clients. Le comptage net existe depuis pr\u00e8s de 10 ans, mais au Canada, il n\u2019a \u00e9t\u00e9 adopt\u00e9 qu\u2019en Ontario et en Colombie-Britannique. L\u2019attrait politique \u00e9tait que le comptage net pouvait promouvoir l\u2019\u00e9nergie renouvelable et potentiellement r\u00e9duire le co\u00fbt de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour les contribuables. L\u2019opposition venait des services publics qui ne souhaitaient pas perdre de la demande ou des clients.<\/p>\n Le programme le plus ambitieux a eu lieu en Colombie-Britannique. Le 20 avril 2019, BC Hydro a pr\u00e9sent\u00e9 une demande \u00e0 la British Columbia Utilities Commission (BCUC) pour modifier son programme de comptage net. Cela a donn\u00e9 lieu \u00e0 des interventions de la part de 14 parties, \u00e0 plus de 200 lettres de commentaires et \u00e0 une d\u00e9cision finale de 52 pages un an plus tard, en juin 2020[20]<\/sup>. La partie la plus litigieuse de ce qui pr\u00e9c\u00e8de \u00e9tait la demande de BC Hydro de limiter la taille de l\u2019installation de production \u00e0 la charge annuelle des clients.<\/p>\n Les services publics de toute l\u2019Am\u00e9rique du Nord ont longtemps soutenu que les clients pratiquant le comptage net ne devraient pas \u00eatre en mesure de g\u00e9n\u00e9rer un b\u00e9n\u00e9fice. Le concept de base \u00e9tait que le client devait pouvoir compenser le co\u00fbt de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019il achetait au service public par les revenus qu\u2019il tirait de la vente d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au service public. La preuve de BC Hydro \u00e9tait que certains clients r\u00e9alisaient un profit important, mais il s\u2019agissait d\u2019un faible pourcentage du total. En fin de compte, la BCUC a rejet\u00e9 la proposition de BC Hydro et a refus\u00e9 d\u2019adopter un volume de production maximal.<\/p>\n L\u2019initiative r\u00e9glementaire de l\u2019Ontario \u00e9tait plus agressive. En octobre 2020, le ministre de l\u2019\u00c9nergie de l\u2019Ontario a lanc\u00e9 une consultation pour d\u00e9terminer la viabilit\u00e9 du comptage net communautaire. Le comptage net courant consistait en un client individuel \u00e9changeant de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 avec le service public. Le comptage net communautaire, quant \u00e0 lui, implique des groupes de clients agissant ensemble en tant que communaut\u00e9 ou organisation. Le gouvernement a demand\u00e9 aux parties int\u00e9ress\u00e9es de faire des soumissions d\u2019ici le 22 novembre 2020, en abordant des questions telles que : qu\u2019est-ce qui constitue une communaut\u00e9, comment les cr\u00e9dits devraient-ils \u00eatre structur\u00e9s et comment les services publics devraient-ils r\u00e9cup\u00e9rer les co\u00fbts engag\u00e9s? \u00c0 ce jour, aucun rapport n\u2019a \u00e9t\u00e9 publi\u00e9 par le gouvernement ni la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (CEO).<\/p>\n Aux \u00c9tats-Unis, de nombreux \u00c9tats ont adopt\u00e9 une certaine forme de comptage net. L\u2019\u00c9tat le plus agressif est la Californie qui a r\u00e9cemment adopt\u00e9 des modifications \u00e0 son programme de comptage net. En Californie, le comptage net est aliment\u00e9 par la production solaire \u00e9tablie par les m\u00e9nages. Pour att\u00e9nuer l\u2019impact, le montant total de comptage net a \u00e9t\u00e9 limit\u00e9 de sorte qu\u2019il ne puisse pas d\u00e9passer 5\u00a0% de la production solaire totale. Les changements r\u00e9cents en Californie pourraient avoir des r\u00e9percussions sur les changements futurs en Ontario et en Colombie-Britannique.<\/p>\n Le premier changement californien a \u00e9t\u00e9 l\u2019obligation pour les clients du comptage net de passer \u00e0 la tarification selon la p\u00e9riode d\u2019utilisation (TPU). Les tarifs les plus \u00e9lev\u00e9s sont factur\u00e9s aux heures de pointe, c\u2019est-\u00e0-dire en fin d\u2019apr\u00e8s-midi ou en d\u00e9but de soir\u00e9e. Les tarifs les plus bas sont factur\u00e9s aux heures creuses, c\u2019est-\u00e0-dire tard le soir et t\u00f4t le matin, lorsque la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est faible. L\u2019implication pour le comptage net est que la valeur du cr\u00e9dit pour l\u2019\u00e9nergie vendue au r\u00e9seau varie en fonction de la TPU. Cela signifie que pour obtenir les cr\u00e9dits de comptage net les plus \u00e9lev\u00e9s, les consommateurs doivent vendre le maximum d\u2019\u00e9nergie au r\u00e9seau pendant les heures de pointe.<\/p>\n L\u2019autre changement, qui concerne le Canada, est la mise en \u0153uvre d\u2019une nouvelle composante des tarifs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 connue sous le nom de frais de non-contournement (FNC). Il s\u2019agit de frais minimes de 0,02 \u00e0 0,03\u00a0$ par kilowattheure qui sont ajout\u00e9s aux frais d\u2019\u00e9nergie. Ce montant n\u2019est pas cr\u00e9dit\u00e9 aux consommateurs, ce qui signifie que les consommateurs gagnent un peu moins que ce qu\u2019ils paient pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Cela n\u2019a pas limit\u00e9 la demande pour le comptage net car les FNC ne repr\u00e9sentent qu\u2019une petite partie de la facture globale. En outre, les clients dont le syst\u00e8me de production est inf\u00e9rieur \u00e0 1 MWh doivent payer des frais d\u2019interconnexion uniques pour raccorder leur syst\u00e8me au r\u00e9seau. Ce co\u00fbt se situe g\u00e9n\u00e9ralement entre 75 et 150 dollars.<\/p>\n Il sera int\u00e9ressant de voir o\u00f9 l\u2019Ontario ira avec le comptage net communautaire. Cela aura des r\u00e9percussions sur la production appartenant aux clients dans tout le Canada. De plus en plus, les grands clients industriels demandent \u00e0 pouvoir vendre leur surplus d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 d\u2019autres clients dans le cadre de ce qui constitue essentiellement des contrats priv\u00e9s d\u2019achat d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Cela continue d\u2019\u00eatre une question majeure devant l\u2019Alberta Energy Regulator, dont nous avons parl\u00e9 dans le num\u00e9ro de l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re. Un rapport d\u00e9taill\u00e9 sur cette question a \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sent\u00e9 au gouvernement de l\u2019Alberta.<\/p>\n R\u00e9forme de la construction des pipelines<\/strong><\/p>\n Ce n\u2019est pas souvent que nous entendons les gouvernements proposer une forme de d\u00e9r\u00e9glementation dans le secteur de l\u2019\u00e9nergie, en particulier lorsqu\u2019il s\u2019agit de pipelines. Cependant, le 20 janvier 2021, le ministre de l\u2019\u00c9nergie de l\u2019Ontario a propos\u00e9 une telle possibilit\u00e9. En vertu de l\u2019article 90 de la Loi sur la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario <\/em>(LCEO<\/em>), toute personne qui construit un pipeline en Ontario doit obtenir une ordonnance d\u2019autorisation de construire (OAC) de la CEO si le pipeline :<\/p>\n Le gouvernement de l\u2019Ontario propose de modifier le R\u00e8glement de l\u2019Ontario 328\/03 en vertu de la LCEO <\/em>afin de faire passer le seuil de co\u00fbt de 2 millions de dollars \u00e0 10 millions de dollars. Toutefois, une OAC de la CEO sera toujours requise pour tout pipeline qui ne r\u00e9pond pas \u00e0 l\u2019une des autres exigences \u00e9nonc\u00e9es \u00e0 l\u2019article 90 de la LCEO<\/em>. De plus, toute partie construisant un pipeline sera toujours tenue d\u2019obtenir les autorisations existantes des minist\u00e8res ou des municipalit\u00e9s. De plus, toute r\u00e9duction des exigences existantes ne s\u2019appliquerait pas \u00e0 la construction de pipelines traversant une fronti\u00e8re de l\u2019Ontario qui sont r\u00e9glement\u00e9s par la REC ou \u00e0 un ajout \u00e0 un pipeline qui fait partie d\u2019un pipeline interprovincial existant.<\/p>\n Le gouvernement estime que l\u2019augmentation du seuil de 2 millions de dollars \u00e0 10 millions de dollars r\u00e9duirait de 24\u00a0% le nombre de projets n\u00e9cessitant une OAC de la Commission, en se basant sur les demandes d\u2019OAC de la Commission re\u00e7ues entre 2017 et 2020. Cela pourrait entra\u00eener une r\u00e9duction importante des co\u00fbts r\u00e9glementaires qui sont en fin de compte assum\u00e9s par les contribuables. Les soumissions concernant la proposition du gouvernement doivent \u00eatre pr\u00e9sent\u00e9es d\u2019ici le 29 avril 2021.<\/p>\n R\u00e9glementation des petits services publics<\/strong><\/p>\n L\u2019Ontario est diff\u00e9rente de la plupart des autres territoires de comp\u00e9tence canadiens en ce qui concerne la r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Le Canada est domin\u00e9 par de grandes entreprises de services publics appartenant au gouvernement qui assurent la production, le transport et la distribution. En Ontario, la majorit\u00e9 de la distribution a traditionnellement \u00e9t\u00e9 effectu\u00e9e par des distributeurs appartenant aux municipalit\u00e9s. R\u00e9cemment, il y a eu un haut niveau de regroupements, mais il existe encore 31 petits distributeurs ayant chacun moins de 20\u00a0000\u00a0clients. En 2020, la CEO a annonc\u00e9 la nouvelle initiative ontarienne visant \u00e0 rationaliser le processus r\u00e9glementaire pour ces petits distributeurs. Elle a commenc\u00e9 par une r\u00e9union des intervenants le 28 janvier 2021 et terminera avec la production d\u2019un rapport \u00e0 temps pour fixer les tarifs de 2023.<\/p>\n Tarifs industriels verts<\/strong><\/p>\n Alors que l\u2019ann\u00e9e 2020 touche \u00e0 sa fin, le gouvernement de la Colombie-Britannique a annonc\u00e9 de nouveaux tarifs incitatifs pour l\u2019\u00e9nergie verte pour les clients industriels de la province. Il y a deux nouveaux plans tarifaires. Le premier a \u00e9t\u00e9 le Clean Industry and Innovation Rate (tarif d\u2019industrie propre et d\u2019innovation). Le second a \u00e9t\u00e9 le Fuel Switching Rate (tarif de remplacement de combustible). Les deux tarifs sont disponibles jusqu\u2019au 31\u00a0mars 2030 et les clients peuvent profiter de ces tarifs r\u00e9duits pendant sept ans. Le rabais est de 20\u00a0% pour les cinq premi\u00e8res ann\u00e9es, de 13\u00a0% pour la sixi\u00e8me ann\u00e9e et de 7\u00a0% pour la septi\u00e8me ann\u00e9e.<\/p>\n En ce qui concerne le tarif d\u2019industrie propre et d\u2019innovation, les co\u00fbts de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sont r\u00e9duits pour les clients industriels admissibles qui participent \u00e0 la s\u00e9questration du carbone, \u00e0 la production d\u2019hydrog\u00e8ne, \u00e0 la production de carburant synth\u00e9tique et au captage et au stockage du carbone. En outre, les clients industriels qui mettent en place des centres de donn\u00e9es dont la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u00e9passe 70\u00a0GWh par an peuvent b\u00e9n\u00e9ficier de ces tarifs r\u00e9duits.<\/p>\n Le tarif de changement de combustible est offert aux clients industriels existants et nouveaux qui passent des combustibles fossiles \u00e0 l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour alimenter leurs activit\u00e9s. Pour \u00eatre admissible, un client doit d\u00e9montrer que l\u2019\u00e9lectrification r\u00e9duira les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre (GES). Le taux r\u00e9duit ne s\u2019applique qu\u2019\u00e0 la partie de la charge \u00e9lectrique correspondant au changement de combustible. Le tarif de changement de combustible n\u2019est pas disponible pour les pipelines, les raffineries de p\u00e9trole, les installations de production de m\u00e9thanol ou de liqu\u00e9faction de gaz naturel. Il y a \u00e9galement une exigence de demande \u00e9nerg\u00e9tique minimale. L\u2019augmentation de la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 r\u00e9sultant du changement de combustible doit \u00eatre d\u2019au moins 20\u00a0GWh par an.<\/p>\n En plus des nouveaux tarifs de BC Hydro, la province de la Colombie-Britannique a affect\u00e9 84\u00a0millions de dollars au financement f\u00e9d\u00e9ral pour l\u2019infrastructure verte afin d\u2019\u00e9tablir un fonds d\u2019\u00e9lectrification pour les clients industriels admissibles, y compris ceux des secteurs p\u00e9trolier et gazier. BC Hydro financera jusqu\u2019\u00e0 50 des co\u00fbts admissibles, jusqu\u2019\u00e0 concurrence de 15\u00a0millions de dollars par projet, le client devant assumer le reste des co\u00fbts.<\/p>\n Pour \u00eatre admissibles, les projets doivent satisfaire aux conditions suivantes. Ils doivent passer du carburant \u00e0 base de carbone \u00e0 l\u2019utilisation de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, soutenir l\u2019infrastructure publique et l\u2019interconnexion. Les travaux doivent \u00e9galement \u00eatre achev\u00e9s d\u2019ici le printemps 2027.<\/p>\n Le l\u00e9ger virage de la philosophie de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 doit atteindre certains seuils minimums en fonction du type de client. Pour les clients industriels, 5\u00a0MW avec un co\u00fbt d\u2019interconnexion minimal de 5 millions de dollars. Pour les clients environnementaux de transport de produits en vrac, 2\u00a0MW avec un co\u00fbt d\u2019interconnexion minimal de 2 millions de dollars. Les demandes seront examin\u00e9es selon le principe du premier arriv\u00e9, premier servi.<\/p>\n Nouvelles ench\u00e8res de capacit\u00e9<\/strong><\/p>\n L\u2019Ontario a mis du temps \u00e0 reconna\u00eetre les avantages des appels d\u2019offres concurrentiels. Ce concept a \u00e9t\u00e9 ignor\u00e9 pendant les ann\u00e9es des contrats de tarif de rachat garanti (TRG) qui \u00e9taient bas\u00e9s sur le concept du premier arriv\u00e9, premier servi. Cela a donn\u00e9 lieu \u00e0 toutes sortes de plaintes concernant des pr\u00e9f\u00e9rences ill\u00e9gales, ce qui a conduit \u00e0 un certain nombre de poursuites judiciaires et d\u2019arbitrages internationaux \u2014 dont certains sont toujours en cours.<\/p>\n De bonnes nouvelles sont arriv\u00e9es le 10\u00a0d\u00e9cembre 2020, lorsque la Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (SIERE) a annonc\u00e9 les r\u00e9sultats d\u2019une nouvelle vente aux ench\u00e8res de nouvelles capacit\u00e9s dans le cadre de laquelle 1000\u00a0MW de capacit\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 obtenus \u00e0 un prix de\u00a026 % inf\u00e9rieur au prix de la vente aux ench\u00e8res de 2019.<\/p>\n Le nombre total de soumissionnaires n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 annonc\u00e9 mais plus de 1700\u00a0MW de ressources ont \u00e9t\u00e9 inscrits \u00e0 la vente aux ench\u00e8res. La vente aux ench\u00e8res comprenait \u00e9galement des actifs de stockage, ce qui \u00e9tait particuli\u00e8rement bienvenu \u00e9tant donn\u00e9 les luttes r\u00e9glementaires pour d\u00e9terminer la place du stockage sur le march\u00e9 ontarien. Cette question est toujours devant la CEO.<\/p>\n Les participants se sont engag\u00e9s \u00e0 fournir une capacit\u00e9 pour l\u2019\u00e9t\u00e9 2021 afin d\u2019aider \u00e0 g\u00e9rer les charges saisonni\u00e8res de pointe. La prochaine ench\u00e8re de capacit\u00e9 est pr\u00e9vue pour d\u00e9cembre 2021. La SIERE d\u00e9clare qu\u2019elle a l\u2019intention d\u2019explorer d\u2019autres am\u00e9liorations pour permettre \u00e0 des ressources suppl\u00e9mentaires de concourir.<\/p>\n D\u00c9CISIONS R\u00c9GLEMENTAIRES CL\u00c9S<\/strong><\/p>\n Stockage de l\u2019\u00e9nergie<\/strong><\/p>\n Le d\u00e9veloppement du stockage d\u2019\u00e9nergie en termes de r\u00e9glementation a progress\u00e9 lentement au Canada par rapport aux \u00c9tats-Unis. En janvier 2020, la CEO a rendu la d\u00e9cision relative \u00e0 l\u2019affaire tarifaire de Toronto Hydro[21]<\/sup>, rejetant une demande d\u2019inclusion du stockage dans la base tarifaire de l\u2019entreprise de services publics, d\u00e9clarant que le demandeur devrait chercher \u00e0 obtenir un changement de politique dans le cadre de la consultation permanente de la Commission sur les ressources \u00e9nerg\u00e9tiques d\u00e9centralis\u00e9es. Cependant, en ao\u00fbt 2020, un rapport du personnel de la Commission a sugg\u00e9r\u00e9 que les entreprises de distribution locales de l\u2019Ontario peuvent exploiter le stockage d\u2019\u00e9nergie derri\u00e8re le compteur et le traiter comme faisant partie des op\u00e9rations r\u00e9glement\u00e9es si l\u2019objectif est de rem\u00e9dier \u00e0 une mauvaise fiabilit\u00e9 du service. Il existe encore une certaine confusion quant au statut de ce qui semble \u00eatre un nouvel instrument de politique.<\/p>\n Aux \u00c9tats-Unis, le march\u00e9 du stockage \u00e9volue plus rapidement. Les lecteurs se souviendront qu\u2019en 2018, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) a publi\u00e9 une r\u00e8gle finale, l\u2019ordonnance n\u00b0\u00a0841[22]<\/sup>, qui visait \u00e0 int\u00e9grer davantage le stockage sur le march\u00e9. Cette ordonnance a fait l\u2019objet d\u2019un certain nombre d\u2019appels et de contestations mais, en fin de compte, la situation a \u00e9volu\u00e9 et la FERC a accept\u00e9, en ao\u00fbt 2020, une proposition du Midcontinent Independent System Operator (MISO) visant \u00e0 permettre le recouvrement des co\u00fbts pour les projets de stockage d\u2019\u00e9nergie qui r\u00e9pondent aux besoins du r\u00e9seau de transport[23]<\/sup>. Il est int\u00e9ressant de noter que le rapport du personnel de la CEO a \u00e9t\u00e9 publi\u00e9 au m\u00eame moment. D\u2019autres organismes de transport r\u00e9gionaux (OTR)\/exploitants de r\u00e9seaux ind\u00e9pendants (ERI) am\u00e9ricains \u00e9laborent actuellement des propositions visant \u00e0 promouvoir l\u2019int\u00e9gration de la solution de stockage d\u2019\u00e9nergie pour r\u00e9soudre diff\u00e9rents probl\u00e8mes de transport.<\/p>\n L\u2019approbation de la FERC du 10 ao\u00fbt dans l\u2019affaire MISO <\/em>a permis, pour la premi\u00e8re fois dans certaines circonstances, aux installations de stockage d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de se qualifier en tant qu\u2019actifs uniquement de transport admissibles aux tarifs du co\u00fbt complet du service. Dans le m\u00eame temps, le stockage d\u2019\u00e9nergie marchand se d\u00e9veloppe au Canada et aux \u00c9tats-Unis \u00e0 l\u2019aide de syst\u00e8mes de stockage d\u2019\u00e9nergie par batterie. Broad Reach Power a commenc\u00e9 la construction de deux installations distinctes de 100\u00a0MW au Texas tandis que WCSB Power d\u00e9veloppe une installation de 20\u00a0MW en Alberta.<\/p>\n Financement de l\u2019innovation<\/strong><\/p>\n Par le pass\u00e9, les organismes de r\u00e9glementation canadiens de l\u2019\u00e9nergie se sont montr\u00e9s r\u00e9ticents \u00e0 financer par le biais de tarifs des projets consid\u00e9r\u00e9s comme exp\u00e9rimentaux ou de recherche par nature. Par exemple, les demandes pr\u00e9sent\u00e9es aux organismes de r\u00e9glementation de l\u2019Ontario et de la Nouvelle-\u00c9cosse pour financer la recharge des v\u00e9hicules \u00e9lectriques (VE) ont \u00e9t\u00e9 refus\u00e9es[24]<\/sup>. Les choses ont chang\u00e9. En 2020, les organismes de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie de la Colombie-Britannique, de l\u2019Ontario et de la Nouvelle-\u00c9cosse ont pris des mesures spectaculaires pour financer les nouvelles technologies avec l\u2019argent des contribuables. Tournons-nous d\u2019abord vers la Colombie-Britannique.<\/p>\n En juin 2020, la BCUC a rendu une d\u00e9cision en r\u00e9ponse \u00e0 une demande de FortisBC visant \u00e0 \u00e9tablir un Fonds d\u2019innovation pour la croissance propre[25]<\/sup>. La compagnie a en fait propos\u00e9 deux fonds, l\u2019un pour un service de gaz et l\u2019autre pour un service d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. La demande de la soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 a \u00e9chou\u00e9 mais celle de la soci\u00e9t\u00e9 gazi\u00e8re a r\u00e9ussi.<\/p>\n Le service public a propos\u00e9 une redevance de 0,30\u00a0$ par client par mois pour le service d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et de 0,40\u00a0$ par client par mois pour le service de gaz. Le financement annuel pr\u00e9vu en fonction du nombre de clients pr\u00e9vu \u00e9tait de 4,9 millions de dollars pour le service de gaz et de 0,5 million de dollars pour le service d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n La BCUC a approuv\u00e9 le fonds d\u2019innovation pour le service public de gaz parce qu\u2019il y avait un \u00ab\u00a0besoin d\u00e9montr\u00e9 d\u2019acc\u00e9l\u00e9rer l\u2019activit\u00e9 d\u2019innovation dans le domaine du gaz naturel afin d\u2019atteindre les objectifs de changement climatique fix\u00e9s par la province de la Colombie-Britannique qui avait l\u00e9gif\u00e9r\u00e9 une r\u00e9duction de 40\u00a0% des \u00e9missions de GES au cours de la prochaine d\u00e9cennie\u00a0\u00bb\u00a0[traduction].<\/p>\n Cette d\u00e9cision repr\u00e9sente une \u00e9tape cl\u00e9 pour le financement de l\u2019innovation. Les demandes pr\u00e9c\u00e9dentes concernaient des projets sp\u00e9cifiques. Cette demande a cependant donn\u00e9 lieu \u00e0 la cr\u00e9ation d\u2019un fonds pour des projets qui seraient consid\u00e9r\u00e9s de temps \u00e0 autre. La demande proposait \u00e9galement un mod\u00e8le de gouvernance pour garantir que les fonds soient appliqu\u00e9s aux innovations qui profiteraient aux clients. La d\u00e9cision portait \u00e9galement sur la responsabilit\u00e9 et les rapports annuels du service public.<\/p>\n Le point de d\u00e9part de l\u2019analyse de la Commission consistait en une d\u00e9termination de la demande de financement. La Commission s\u2019est appuy\u00e9e sur les \u00e9l\u00e9ments de preuve fournis par le service public qui soulignaient l\u2019engagement du Canada \u00e0 r\u00e9duire les \u00e9missions de GES de 30\u00a0% entre 2005 et 2030 et l\u2019engagement de la Colombie-Britannique \u00e0 r\u00e9duire ses \u00e9missions de 40\u00a0% d\u2019ici 2030 et de 80\u00a0% d\u2019ici 2050. \u00c0 cela se sont ajout\u00e9s les engagements de la Ville de Vancouver. Le comit\u00e9 a conclu que le service public avait d\u00e9montr\u00e9 la n\u00e9cessit\u00e9 d\u2019acc\u00e9l\u00e9rer ses activit\u00e9s d\u2019innovation \u00e0 la lumi\u00e8re des politiques climatiques gouvernementales en mati\u00e8re de d\u00e9carbonisation et d\u2019\u00e9lectrification.<\/p>\n La Commission a d\u00fb faire face \u00e0 un obstacle majeur lorsque l\u2019un des intervenants a fait valoir que la Commission n\u2019avait pas comp\u00e9tence pour fixer les augmentations de tarifs propos\u00e9es par le service public. Cet argument n\u2019est pas unique. Dans le pass\u00e9, les organismes de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie au Canada ont d\u00fb faire face \u00e0 des objections continues concernant les tarifs pour des classes sp\u00e9ciales, y compris plus r\u00e9cemment les clients autochtones[26]<\/sup> et, auparavant, les tarifs pour les consommateurs \u00e0 faible revenu[27]<\/sup>.<\/p>\n Dans cette affaire, la BCUC a conclu que le fonds d\u2019innovation ne contrevenait pas aux principes du co\u00fbt du service en s\u2019appuyant sur l\u2019article 59 de la Utilities Commission Act <\/em>qui donne \u00e0 la BCUC un large pouvoir discr\u00e9tionnaire pour utiliser tout m\u00e9canisme ou m\u00e9thode de fixation d\u2019un tarif qu\u2019elle juge utile. La Commission a conclu qu\u2019un ajout de tarif fixe pour soutenir le fonds d\u2019innovation constituait un tel m\u00e9canisme. Cette d\u00e9cision sera suivie de pr\u00e8s par les organismes de r\u00e9glementation de tout le Canada.<\/p>\n Projets pilotes de r\u00e9seau intelligent<\/strong><\/p>\n L\u2019organisme de r\u00e9glementation de la Colombie-Britannique n\u2019\u00e9tait pas le seul \u00e0 financer les nouvelles technologies en 2020. En d\u00e9cembre 2019, Nova Scotia Power a soumis une demande \u00e0 la Nova Scotia Utility and Review Board pour approuver des d\u00e9penses en capital de 7\u00a0millions de dollars pour un projet pilote de r\u00e9seau intelligent. L\u2019objectif du projet pilote \u00e9tait de d\u00e9terminer si un nouveau logiciel d\u00e9velopp\u00e9 par Siemens pouvait surveiller et g\u00e9rer les ressources \u00e9nerg\u00e9tiques d\u00e9centralis\u00e9es (RED) de mani\u00e8re \u00e0 en augmenter la fiabilit\u00e9 et \u00e0 en r\u00e9duire les co\u00fbts.<\/p>\n Le projet a \u00e9t\u00e9 motiv\u00e9 par l\u2019importance croissante des RED dans les activit\u00e9s des services publics d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 canadiens. Les RED utilis\u00e9es dans ce projet \u00e9taient la production solaire, le stockage sur batterie et la recharge de v\u00e9hicules \u00e9lectriques.<\/p>\n Le co\u00fbt global du projet pilote s\u2019\u00e9levait \u00e0 19\u00a0millions de dollars, mais sur ce montant, pr\u00e8s de 12\u00a0millions de dollars provenaient de fonds externes, laissant un tiers \u00e0 financer par les clients de Nova Scotia Power. Le crit\u00e8re appliqu\u00e9 par la Commission pour d\u00e9terminer si cet investissement en capital \u00e9tait justifi\u00e9 s\u2019appelle le crit\u00e8re de justification de l\u2019innovation (CJI). Le CJI \u00e9tait le suivant : peut-on raisonnablement s\u2019attendre \u00e0 ce que le projet produise des donn\u00e9es et des apprentissages pr\u00e9cieux en vue de l\u2019\u00e9laboration d\u2019une analyse de rentabilit\u00e9 avant le d\u00e9veloppement \u00e0 grande \u00e9chelle?<\/p>\n L\u2019une des questions auxquelles la Commission a d\u00fb faire face \u00e9tait une pr\u00e9occupation des intervenants concernant l\u2019absence d\u2019appel d\u2019offres concurrentiel dans la mise en place du projet. En particulier, on s\u2019est beaucoup fi\u00e9 \u00e0 Siemens en ce qui concerne les logiciels. Cette crainte a \u00e9t\u00e9 \u00e9cart\u00e9e lorsqu\u2019il a \u00e9t\u00e9 expliqu\u00e9 que Siemens \u00e9tait en grande partie responsable de l\u2019obtention du financement f\u00e9d\u00e9ral \u00e0 l\u2019appui du projet. On s\u2019est \u00e9galement inqui\u00e9t\u00e9 des d\u00e9passements de co\u00fbts potentiels. La Commission a clairement indiqu\u00e9 que sa d\u00e9cision d\u2019approuver le projet pilote \u00e9tait limit\u00e9e \u00e0 la d\u00e9pense de 7\u00a0millions de dollars et que le recouvrement de tout d\u00e9passement de co\u00fbts n\u00e9cessiterait l\u2019approbation de la Commission.<\/p>\n Cette d\u00e9cision de la Commission de la Nouvelle-\u00c9cosse[28]<\/sup> est un exemple rare mais important de financement d\u2019une nouvelle technologie par le contribuable. La d\u00e9cision de la Commission a \u00e9t\u00e9 clairement influenc\u00e9e par l\u2019important financement provenant de sources externes, de sorte que seul un tiers du co\u00fbt total du capital \u00e9tait assum\u00e9 par le contribuable, tout comme la condition selon laquelle le service public devait assumer le risque de tout d\u00e9passement de co\u00fbt. La Commission a \u00e9galement \u00e9tabli une structure de conformit\u00e9 et de rapport significative qui sera instructive pour les autres organismes de r\u00e9glementation qui devront examiner des projets similaires. Les nombreux t\u00e9moignages d\u2019experts externes ind\u00e9pendants fournissent \u00e9galement des le\u00e7ons utiles pour les futurs candidats.<\/p>\n Projet pilote de m\u00e9lange d\u2019hydrog\u00e8ne<\/strong><\/p>\n Le 30 octobre 2020, la CEO a rendu une d\u00e9cision[29]<\/sup> approuvant une demande d\u2019Enbridge Gas pour la construction d\u2019un projet pilote qui m\u00e9lange de l\u2019hydrog\u00e8ne au gaz naturel classique et qui sera distribu\u00e9 dans une zone situ\u00e9e au nord de Toronto. La Commission a approuv\u00e9 la demande et a permis \u00e0 Enbridge de construire les installations n\u00e9cessaires et de fixer les tarifs li\u00e9s au projet. Les tarifs ont \u00e9t\u00e9 con\u00e7us pour faire en sorte que les contribuables qui re\u00e7oivent le gaz m\u00e9lang\u00e9 ne paient pas plus que les autres clients d\u2019Enbridge Gas.<\/p>\n L\u2019objectif du projet pilote est de r\u00e9duire les \u00e9missions de GES li\u00e9es \u00e0 la vente de gaz naturel. L\u2019hydrog\u00e8ne ne produit aucune \u00e9mission de carbone lorsqu\u2019il est br\u00fbl\u00e9. Par cons\u00e9quent, la combinaison de l\u2019hydrog\u00e8ne et du gaz naturel r\u00e9duit l\u2019empreinte carbone globale.<\/p>\n Dans ce projet pilote, deux pour cent du produit total sera de l\u2019hydrog\u00e8ne. L\u2019hydrog\u00e8ne ayant un pouvoir calorifique inf\u00e9rieur \u00e0 celui du gaz naturel classique, il faut un plus grand volume d\u2019hydrog\u00e8ne pour obtenir le m\u00eame contenu \u00e9nerg\u00e9tique. Il en r\u00e9sulte que les clients recevant du gaz m\u00e9lang\u00e9 doivent consommer un volume plus \u00e9lev\u00e9 que les clients recevant du gaz naturel conventionnel. Cela n\u00e9cessite un ajustement des prix que la Commission a approuv\u00e9 pour compenser les clients du district de gaz m\u00e9lang\u00e9 pour le co\u00fbt du gaz suppl\u00e9mentaire.<\/p>\n Le projet pilote permettra de livrer du gaz m\u00e9lang\u00e9 \u00e0 environ 3600 clients dans la zone de gaz m\u00e9lang\u00e9 pendant cinq ans. \u00c0 la fin de cette p\u00e9riode, Enbridge est tenue de d\u00e9poser un rapport d\u00e9taill\u00e9 aupr\u00e8s de l\u2019organisme de r\u00e9glementation qui \u00e9valuera les co\u00fbts et les avantages du projet. Enbridge a indiqu\u00e9 qu\u2019elle pr\u00e9voit faire une demande pour des projets similaires dans d\u2019autres march\u00e9s gaziers qu\u2019elle dessert actuellement au Canada.<\/p>\n Tarifs de contr\u00f4le de la demande<\/strong><\/p>\n En mars 2020, la Nova Scotia Utility and Review Board a rendu sa d\u00e9cision[30]<\/sup> concernant un tarif unique de contr\u00f4le de la demande pour le plus gros client de Nova Scotia Power, Port Hawkesbury Paper. La principale caract\u00e9ristique de ce nouveau tarif est que le client c\u00e8de le contr\u00f4le de sa charge \u00e0 la compagnie d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Cela signifie que Nova Scotia Power peut augmenter ou diminuer la charge en fonction des conditions du syst\u00e8me. La capacit\u00e9 d\u2019effectuer ces changements peut entra\u00eener des \u00e9conomies importantes pour le r\u00e9seau de Nova Scotia Power et, en fin de compte, pour les contribuables.<\/p>\n En vertu du tarif, les \u00e9conomies sont divis\u00e9es entre le service public et le client, 25\u00a0% des \u00e9conomies allant au client sous la forme d\u2019un cr\u00e9dit de transfert de charge. Les 75\u00a0% restants sont cr\u00e9dit\u00e9s aux clients de Nova Scotia Power. Le nouveau tarif doit toutefois pr\u00e9voir un minimum de quatre dollars par m\u00e9gawattheure pour les co\u00fbts fixes de Nova Scotia Power.<\/p>\n On estime que le b\u00e9n\u00e9fice total pour les clients de Nova Scotia Power se situera entre 6 et 13 millions de dollars par an sur la p\u00e9riode tarifaire de trois ans, pour une moyenne de 10 millions de dollars. Des rapports d\u00e9taill\u00e9s de Nova Scotia Power \u00e0 l\u2019organisme de r\u00e9glementation sont requis sur une base trimestrielle et mensuelle.<\/p>\n DEVANT LES TRIBUNAUX<\/strong><\/p>\n Questions constitutionnelles<\/strong><\/p>\n L\u2019ann\u00e9e 2020 a commenc\u00e9 par deux d\u00e9cisions constitutionnelles. La premi\u00e8re a eu lieu le 16\u00a0janvier 2020, lorsque la Cour supr\u00eame du Canada a rejet\u00e9 la tentative de la Colombie-Britannique de r\u00e9glementer le transport du p\u00e9trole lourd dans la province[31]<\/sup>. Le comit\u00e9 de neuf membres a rendu une rare d\u00e9cision du banc en d\u00e9clarant qu\u2019il \u00e9tait d\u2019accord avec la d\u00e9cision de la Cour d\u2019appel de la Colombie-Britannique.<\/p>\n Le gouvernement de la Colombie-Britannique tentait de bloquer l\u2019expansion du pipeline Trans Mountain qui, selon lui, augmenterait consid\u00e9rablement le flux de p\u00e9trole lourd de l\u2019Alberta vers la c\u00f4te de la Colombie-Britannique. Pour ce faire, la Colombie-Britannique a propos\u00e9 de modifier son Environmental Management Act <\/em>en avril 2018. Ces changements interdiraient la possession et le transport de p\u00e9trole lourd sans permis provincial. En r\u00e9ponse \u00e0 la controverse politique, le premier ministre de la Colombie-Britannique a renvoy\u00e9 l\u2019affaire \u00e0 la Cour d\u2019appel de la Colombie-Britannique. Cette Cour a jug\u00e9 \u00e0 l\u2019unanimit\u00e9 que les modifications ne relevaient pas de la comp\u00e9tence provinciale \u00e9tant donn\u00e9 qu\u2019elles visaient principalement une entreprise f\u00e9d\u00e9rale interprovinciale.<\/p>\n La d\u00e9cision suivante est intervenue en f\u00e9vrier 2020, lorsque la Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta a jug\u00e9 que la taxe f\u00e9d\u00e9rale sur le carbone \u00e9tait inconstitutionnelle[32]<\/sup>. Quelques mois plus t\u00f4t, les cours d\u2019appel de la Saskatchewan et de l\u2019Ontario ont jug\u00e9 que cette l\u00e9gislation relevait de la comp\u00e9tence f\u00e9d\u00e9rale[33]<\/sup>.<\/p>\n La Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta a affirm\u00e9 que la taxe sur le carbone \u00e9tait un \u00ab\u00a0cheval de Troie\u00a0\u00bb inconstitutionnel qui modifierait \u00e0 jamais l\u2019\u00e9quilibre constitutionnel entre les provinces et les territoires. En examinant le projet de r\u00e9glementation des \u00e9missions de GES, le tribunal de l\u2019Alberta a interpr\u00e9t\u00e9 la disposition relative \u00e0 l\u2019ordre public et au bon gouvernement de fa\u00e7on plus \u00e9troite que les tribunaux de la Saskatchewan et de l\u2019Ontario, bien que ces deux d\u00e9cisions aient \u00e9galement fait l\u2019objet d\u2019une dissidence. La cour de l\u2019Alberta a soutenu que ce bras de comp\u00e9tence f\u00e9d\u00e9rale n\u2019\u00e9tait pas le grand hall d\u2019entr\u00e9e dans toutes les rubriques du pouvoir provincial. En fin de compte, la cour de l\u2019Alberta a clairement indiqu\u00e9 que la nouvelle loi permettrait au gouvernement f\u00e9d\u00e9ral de limiter la comp\u00e9tence exclusive des provinces en mati\u00e8re de propri\u00e9t\u00e9 et de droits civils.<\/p>\n Les trois d\u00e9cisions ont \u00e9t\u00e9 port\u00e9es en appel devant la Cour supr\u00eame du Canada o\u00f9 elles ont \u00e9t\u00e9 entendues en septembre 2020.<\/p>\n Qualit\u00e9 d\u2019intervenant<\/strong><\/p>\n Il fut un temps o\u00f9 de nombreux organismes canadiens de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie interpr\u00e9taient la qualit\u00e9 pour agir sur une base relativement \u00e9troite. Au fil du temps, la plupart des organismes de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie ont clarifi\u00e9 leurs r\u00e8gles de qualit\u00e9 pour agir. La qualit\u00e9 pour agir \u00e9tait g\u00e9n\u00e9ralement accord\u00e9e si l\u2019intervenant potentiel pouvait d\u00e9montrer que la demande avait une \u00ab\u00a0incidence directe\u00a0\u00bb sur lui.<\/p>\n En d\u00e9cembre 2020, la Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta a rendu sa d\u00e9cision dans l\u2019affaire Normtek Radiation<\/em>[34]<\/sup> qui \u00e9largit la r\u00e8gle de la qualit\u00e9 pour agir au-del\u00e0 du concept \u00e9troit de l\u2019incidence directe.<\/p>\n Normtek Radiation \u00e9tait une entreprise de transport de mati\u00e8res radioactives. Elle s\u2019est oppos\u00e9e \u00e0 une approbation pour modifier un contact de d\u00e9charge dans une d\u00e9cision de l\u2019Environmental Appeals Board de l\u2019Alberta. La commission avait approuv\u00e9 l\u2019\u00e9limination de mat\u00e9riaux radioactifs concentr\u00e9s d\u2019une mani\u00e8re que Normtek croyait contraire aux normes de l\u2019industrie et du gouvernement. Cette d\u00e9cision n\u2019a pas eu d\u2019incidence directe sur Normtek, mais cette derni\u00e8re \u00e9tait pr\u00e9occup\u00e9e par le fait que le non-respect des normes de l\u2019industrie porterait pr\u00e9judice \u00e0 l\u2019ensemble de l\u2019industrie, y compris Normtek.<\/p>\n La demande de qualit\u00e9 pour agir de Normtek a \u00e9t\u00e9 rejet\u00e9e. Parce que les activit\u00e9s de Normtek avaient lieu en dehors de la zone d\u2019impact environnemental, la commission a statu\u00e9 qu\u2019il n\u2019y avait pas d\u2019incidence directe sur Normtek. Normtek a alors fait appel de la d\u00e9cision de la commission aupr\u00e8s de la Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta. La Cour a renvers\u00e9 la d\u00e9cision en d\u00e9clarant qu\u2019il n\u2019\u00e9tait pas n\u00e9cessaire qu\u2019il y ait un impact n\u00e9gatif pour qu\u2019il y ait une incidence directe sur l\u2019appelant. La Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta a jug\u00e9 que l\u2019impact \u00e9conomique g\u00e9n\u00e9ral de l\u2019approbation \u00e9tait suffisant. En bref, la cour a jug\u00e9 que l\u2019interpr\u00e9tation d\u2019\u00ab\u00a0incidence directe\u00a0\u00bb de la commission \u00e9tait trop \u00e9troite. Cette d\u00e9cision pourrait ouvrir la porte \u00e0 une interpr\u00e9tation plus large de la qualit\u00e9 pour agir.<\/p>\n L\u2019importance des motifs<\/strong><\/p>\n Dans l\u2019arr\u00eat Vavilov<\/em>[35]<\/sup>, la Cour a soulign\u00e9 la n\u00e9cessit\u00e9 de fournir des motifs. Non seulement les motifs \u00e9taient-ils importants, mais le tribunal a d\u00e9clar\u00e9 qu\u2019ils devaient \u00eatre justifi\u00e9s, transparents et intelligibles. Les d\u00e9cisions doivent \u00eatre justifi\u00e9es, et non seulement justifiables.<\/p>\n La Cour a poursuivi en relevant deux d\u00e9fauts fondamentaux \u00e0 \u00e9viter. Premi\u00e8rement, une d\u00e9cision doit avoir des motifs coh\u00e9rents sur le plan interne et ne sera pas consid\u00e9r\u00e9e comme raisonnable si la d\u00e9cision prise ne d\u00e9coule pas de l\u2019analyse effectu\u00e9e. Le deuxi\u00e8me d\u00e9faut fondamental concerne l\u2019exigence selon laquelle la d\u00e9cision doit \u00eatre justifi\u00e9e \u00e0 la lumi\u00e8re des contraintes juridiques et factuelles qui p\u00e8sent sur elle. Enfin, les d\u00e9cisions doivent \u00e9viter les interpr\u00e9tations juridiques constamment discordantes ou contradictoires et les \u00e9carts par rapport aux pratiques de longue date ou \u00e0 l\u2019autorit\u00e9 interne \u00e9tablie, sans explications satisfaisantes de l\u2019\u00e9cart. Sans une explication cr\u00e9dible de son non-respect des pr\u00e9c\u00e9dents, une d\u00e9cision sera consid\u00e9r\u00e9e comme d\u00e9raisonnable.<\/p>\n En octobre 2020, la Cour divisionnaire de l\u2019Ontario dans Halton Hills Hydro<\/em>[36]<\/sup> a eu l\u2019occasion de trancher la premi\u00e8re affaire en vertu de l\u2019arr\u00eat Vavilov<\/em>. Le service public demandeur a soutenu que la Commission avait commis une erreur dans sa d\u00e9cision pour trois motifs. Premi\u00e8rement, la Commission n\u2019avait pas \u00e9tabli de tarifs justes et raisonnables; deuxi\u00e8mement, elle n\u2019avait pas suivi arbitrairement les pratiques ant\u00e9rieures. Troisi\u00e8mement, les motifs de la d\u00e9cision n\u2019\u00e9taient pas suffisants.<\/p>\n La Cour a rejet\u00e9 ces trois arguments. La d\u00e9cision, en ce qui concerne les motifs, \u00e9tait particuli\u00e8rement int\u00e9ressante. En rejetant ce motif, la Cour a d\u00e9clar\u00e9 ce qui suit :<\/p>\n [33] Les motifs sur cette question sont brefs mais suffisants. La Commission n\u2019avait pas besoin d\u2019exposer l\u2019historique de cette question dans la jurisprudence de la Commission de la mani\u00e8re dont je l\u2019ai fait dans ces motifs. Un tribunal sp\u00e9cialis\u00e9 fournissant des motifs \u00e0 des participants exp\u00e9riment\u00e9s dans les processus de la Commission n\u2019a pas besoin d\u2019expliquer des choses qui sont bien connues des parties. Les motifs sont instrumentaux, et ces motifs transmettent aux parties le fondement de la d\u00e9cision de la Commission.<\/p>\n [35] Il ne s\u2019agit pas d\u2019un cas o\u00f9 le tribunal n\u2019a \u00ab\u00a0aucune id\u00e9e de ce qui a motiv\u00e9 la d\u00e9cision\u00a0\u00bb. Pour paraphraser la Cour d\u2019appel : \u00ab\u00a0Les… motifs… n\u2019ont pas besoin d\u2019\u00eatre longs. Ils n\u2019ont pas besoin d\u2019\u00eatre complexes. Mais, comme l\u2019a observ\u00e9 la Cour divisionnaire, ils doivent au moins r\u00e9pondre \u00e0 la question \u2018Pourquoi?\u2019\u00a0\u00bb. La d\u00e9cision de la CEO r\u00e9pond \u00e0 la question \u00ab\u00a0pourquoi\u00a0\u00bb. Les raisons sont suffisantes\u00a0[traduction].<\/p>\n En mai 2020, la Cour divisionnaire de l\u2019Ontario a invalid\u00e9 une d\u00e9cision du minist\u00e8re de l\u2019Environnement de l\u2019Ontario dans l\u2019affaire Nation Rise Wind Farm<\/em>[37]<\/sup>. Le minist\u00e8re avait d\u00e9livr\u00e9 un permis pour le parc \u00e9olien qui a \u00e9t\u00e9 annul\u00e9 par le ministre au motif que le projet n\u2019\u00e9tait pas dans l\u2019int\u00e9r\u00eat public. L\u2019exploitant du parc \u00e9olien a fait appel de cette d\u00e9cision devant la Cour divisionnaire. La Cour a conclu que la d\u00e9cision du ministre \u00e9tait d\u00e9raisonnable parce que le processus par lequel le ministre a pris la d\u00e9cision \u00e9tait injuste sur le plan proc\u00e9dural. S\u2019appuyant sur la d\u00e9cision de la Cour supr\u00eame du Canada dans l\u2019affaire Vavilov<\/em>, la Cour a conclu qu\u2019il y avait eu d\u00e9ni d\u2019\u00e9quit\u00e9 proc\u00e9durale lorsque le ministre a omis d\u2019accorder \u00e0 l\u2019exploitant la possibilit\u00e9 d\u2019exercer un recours apr\u00e8s que la d\u00e9cision a \u00e9t\u00e9 prise. La Cour a \u00e9galement estim\u00e9 que le fait de ne pas avoir inform\u00e9 l\u2019exploitant qu\u2019une nouvelle question relative aux colonies de chauves-souris \u00e9tait prise en compte dans l\u2019appel et a \u00e9t\u00e9 d\u00e9terminante pour \u00e9tablir que le projet n\u2019\u00e9tait pas dans l\u2019int\u00e9r\u00eat public.<\/p>\n Un r\u00e9sultat diff\u00e9rent a \u00e9t\u00e9 obtenu par la Cour d\u2019appel du Yukon dans l\u2019affaire Yukon Energy Corporation<\/em>[38]<\/sup>. Dans cette affaire, l\u2019entreprise de service public a fait appel de la d\u00e9cision de la R\u00e9gie des entreprises de services publics du Yukon au motif que la Commission n\u2019avait pas tenu compte de certains aspects de la preuve de la Soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00e9nergie du Yukon et avait consid\u00e9r\u00e9 des preuves non pertinentes pour conclure que certains co\u00fbts engag\u00e9s n\u2019\u00e9taient pas prudents. La Cour a rejet\u00e9 la demande en d\u00e9clarant que le comit\u00e9 d\u2019audience \u00e9tait en droit d\u2019exercer son pouvoir discr\u00e9tionnaire lorsqu\u2019il a refus\u00e9 d\u2019approuver les co\u00fbts soumis par la Soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00e9nergie du Yukon, que le comit\u00e9 d\u2019audience n\u2019avait pas tenu compte de facteurs non pertinents dans l\u2019exercice de son pouvoir discr\u00e9tionnaire et qu\u2019il n\u2019a donc commis aucune erreur de droit.<\/p>\n Litiges transfrontaliers<\/strong><\/p>\n Plus t\u00f4t dans cet \u00e9ditorial, nous avons d\u00e9crit de mani\u00e8re assez d\u00e9taill\u00e9e les diff\u00e9rends en cours concernant la construction de pipelines. Des diff\u00e9rends similaires ont lieu dans le domaine du transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Ces diff\u00e9rends impliquent g\u00e9n\u00e9ralement Hydro-Qu\u00e9bec, la plus grande entreprise de service public du Canada. Deux projets sont actuellement en difficult\u00e9.<\/p>\n Le premier consiste en une ligne de transport de 2 milliards de dollars qui sera install\u00e9e sous le lac Champlain et le fleuve Hudson pour alimenter la ville de New York en \u00e9nergie renouvelable. Hydro-Qu\u00e9bec rencontre des difficult\u00e9s au Qu\u00e9bec en raison du refus d\u2019enfouir la ligne sous terre, bien que son partenaire am\u00e9ricain ait accept\u00e9 de le faire du c\u00f4t\u00e9 am\u00e9ricain.<\/p>\n Le deuxi\u00e8me projet est connu sous le nom de New England Clean Energy Connect (NECEC). Il s\u2019agit d\u2019une ligne de transport de 1200\u00a0MW du Qu\u00e9bec au Massachusetts et d\u2019un contrat de vente de 9,5\u00a0TWh d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pendant 20 ans. La majeure partie sera consomm\u00e9e dans le Massachusetts, mais le Maine s\u2019est vu garantir 500\u00a0000 MWh par an \u00e0 titre d\u2019incitation pour permettre \u00e0 NECEC de passer par l\u2019\u00c9tat. Ce projet est en cours depuis trois ans et la plupart des permis \u00e9tatiques et f\u00e9d\u00e9raux ont \u00e9t\u00e9 obtenus.<\/p>\n En novembre 2020, l\u2019Army Corps of Engineers des \u00c9tats-Unis a d\u00e9livr\u00e9 un permis environnemental f\u00e9d\u00e9ral pour le projet qui ouvre la voie \u00e0 Central Main Power pour commencer la construction. Le 15 janvier 2021, le projet a re\u00e7u l\u2019approbation pr\u00e9sidentielle du minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie des \u00c9tats-Unis. Aux \u00c9tats-Unis, le projet attend encore les approbations de l\u2019ERI de la Nouvelle-Angleterre. Au Canada, le projet a re\u00e7u les approbations n\u00e9cessaires de la R\u00e9gie \u00e0 Montr\u00e9al. Cependant, le 15\u00a0janvier 2021, la Cour d\u2019appel des \u00c9tats-Unis pour le premier circuit, qui si\u00e8ge \u00e0 Boston, a \u00e9mis une injonction suspendant les travaux sur l\u2019itin\u00e9raire.<\/p>\n Les groupes environnementaux ont contest\u00e9 avec succ\u00e8s le projet au motif que l\u2019un des permis f\u00e9d\u00e9raux a \u00e9t\u00e9 d\u00e9livr\u00e9 de mani\u00e8re inappropri\u00e9e. Pour compliquer les choses, une coalition de groupes a d\u00e9pos\u00e9 une p\u00e9tition aupr\u00e8s du secr\u00e9taire d\u2019\u00c9tat du Maine lui demandant d\u2019organiser un r\u00e9f\u00e9rendum qui exigerait r\u00e9troactivement l\u2019approbation de la l\u00e9gislature de l\u2019\u00c9tat pour toute ligne de transport de plus de 50 miles. Cela interdirait \u00e9galement toute construction dans la r\u00e9gion du haut Kennebec, ce qui mettrait fin au projet NECEC.<\/p>\n Ce n\u2019est pas la premi\u00e8re fois qu\u2019Hydro-Qu\u00e9bec fait face \u00e0 cette situation. En 2019, un tribunal du New Hampshire a bloqu\u00e9 le projet connu sous le nom de Northern Pass qui aurait livr\u00e9 1100\u00a0MW d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au New Hampshire.<\/p>\n D\u00e9cisions en mati\u00e8re de comp\u00e9tence<\/strong><\/p>\n Dans l\u2019affaire Planet Energy<\/em>[39]<\/sup>, la CEO avait ordonn\u00e9 \u00e0 Planet Energy de payer une p\u00e9nalit\u00e9 administrative de 155\u00a0000\u00a0$. Planet Energy s\u2019y est oppos\u00e9e et a interjet\u00e9 appel aupr\u00e8s de la Cour divisionnaire de l\u2019Ontario au motif que la Commission n\u2019avait pas comp\u00e9tence pour imposer une p\u00e9nalit\u00e9 administrative parce qu\u2019elle avait d\u00e9pass\u00e9 le d\u00e9lai prescrit \u00e0 l\u2019article 112 de la LCEO<\/em>.<\/p>\n La Cour a rejet\u00e9 l\u2019appel au motif que Planet Energy n\u2019avait pas soulev\u00e9 la question aupr\u00e8s de la Commission, en s\u2019appuyant sur le principe selon lequel la Cour a le pouvoir discr\u00e9tionnaire d\u2019ignorer les arguments qui n\u2019ont pas \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sent\u00e9s \u00e0 la Commission en premi\u00e8re instance, tel qu\u2019il est \u00e9nonc\u00e9 dans la d\u00e9cision de la CSC dans l\u2019affaire Alberta Teachers<\/em>[40]<\/sup>. La Cour a not\u00e9 que, bien que notre tribunal d\u2019observation ait le pouvoir discr\u00e9tionnaire d\u2019examiner une nouvelle question soulev\u00e9e lors d\u2019un contr\u00f4le judiciaire, ce pouvoir discr\u00e9tionnaire ne sera g\u00e9n\u00e9ralement pas exerc\u00e9 si la question aurait pu \u00eatre soulev\u00e9e devant le tribunal et ne l\u2019a pas \u00e9t\u00e9.<\/p>\n La cause Planet Energy <\/em>a \u00e9t\u00e9 suivie par une d\u00e9cision de la Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta en avril 2020 dans l\u2019affaire Fort McKay First Nations v Prosper Petroleum Ltd<\/em>[41]<\/sup>. L\u2019Alberta Energy Regulator (AER) avait approuv\u00e9 la demande de Prosper Petroleum de construire un projet de r\u00e9cup\u00e9ration de bitume de 10\u00a0000 barils par jour \u00e0 moins de 5\u00a0km de la r\u00e9serve de la Premi\u00e8re Nation de Fort McKay. La question pos\u00e9e \u00e0 l\u2019organisme de r\u00e9glementation \u00e9tait de savoir si le projet \u00e9tait ou non dans l\u2019int\u00e9r\u00eat public. Le comit\u00e9 a conclu que le projet \u00e9tait dans l\u2019int\u00e9r\u00eat public mais a refus\u00e9 d\u2019examiner l\u2019ad\u00e9quation de la consultation et l\u2019honneur de la Couronne. L\u2019AER a d\u00e9clar\u00e9 que cela relevait de la responsabilit\u00e9 du gouvernement de l\u2019Alberta.<\/p>\n La Premi\u00e8re Nation de Fort McKay a interjet\u00e9 appel aupr\u00e8s de la Cour d\u2019appel, qui a annul\u00e9 la d\u00e9cision de l\u2019AER. La Cour a conclu que, bien que la loi ait pu interdire \u00e0 l\u2019AER d\u2019\u00e9valuer le caract\u00e8re ad\u00e9quat de la consultation des Autochtones par la Couronne, l\u2019AER n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 relev\u00e9 de son obligation d\u2019\u00e9valuer le caract\u00e8re ad\u00e9quat de la consultation. La Cour d\u2019appel a statu\u00e9 que lorsqu\u2019un tribunal avait le pouvoir d\u2019examiner des questions de droit sans indication claire que le corps l\u00e9gislatif avait l\u2019intention d\u2019exclure une telle comp\u00e9tence, les tribunaux ont une comp\u00e9tence implicite pour examiner des questions de droit constitutionnel. La Cour a not\u00e9 que c\u2019est particuli\u00e8rement le cas lorsque le tribunal \u00e9value l\u2019int\u00e9r\u00eat public.<\/p>\n La cause Fort McKay <\/em>a \u00e9t\u00e9 suivie par la d\u00e9cision de la cour divisionnaire de l\u2019Ontario en mai 2020 dans l\u2019affaire Nation Rise Wind Farm<\/em>[42]<\/sup>. Dans cette affaire, un directeur du minist\u00e8re de l\u2019Environnement avait d\u00e9livr\u00e9 une autorisation \u00e0 Nation Rise Wind Farm permettant la construction d\u2019un parc \u00e9olien de 100 MW pr\u00e8s d\u2019Ottawa. Un groupe de citoyens a d\u00e9pos\u00e9 un avis d\u2019appel aupr\u00e8s du ministre qui devait d\u00e9terminer si la d\u00e9cision \u00e9tait dans l\u2019int\u00e9r\u00eat du public. Le ministre a conclu que la d\u00e9cision n\u2019\u00e9tait pas dans l\u2019int\u00e9r\u00eat du public et a r\u00e9voqu\u00e9 l\u2019autorisation. Ce faisant, le ministre s\u2019est appuy\u00e9 sur des preuves qui n\u2019avaient pas \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sent\u00e9es au directeur en premi\u00e8re instance. En outre, le ministre a omis d\u2019informer Nation Rise Wind Farm que de nouvelles preuves et une nouvelle question \u00e9taient examin\u00e9es.<\/p>\n La Cour divisionnaire a convenu avec Nation Rise Wind Farm que la d\u00e9cision du ministre \u00e9tait d\u00e9raisonnable et que le processus par lequel il est arriv\u00e9 \u00e0 la d\u00e9cision \u00e9tait injuste du point de vue de la proc\u00e9dure. La Cour a statu\u00e9 que le ministre n\u2019avait pas le pouvoir, en vertu de l\u2019article 145 de la LPE, de confirmer, d\u2019offrir ou de r\u00e9voquer la d\u00e9cision du tribunal. La Cour a conclu que l\u2019article 145 exige que le ministre ne traite que les questions de l\u2019appel qui ont \u00e9t\u00e9 soulev\u00e9es par la partie qui fait appel. La cour a conclu que le ministre avait conclu de fa\u00e7on d\u00e9raisonnable qu\u2019il avait le pouvoir d\u2019ajouter de nouvelles questions \u00e0 l\u2019appel.<\/p>\n La d\u00e9cision suivante a \u00e9t\u00e9 celle de la Cour d\u2019appel du Manitoba en juin 2020[43]<\/sup>. Dans cette affaire, la Commission des services publics du Manitoba avait ordonn\u00e9 \u00e0 Manitoba Hydro de cr\u00e9er une nouvelle cat\u00e9gorie de clients pour les autochtones vivant dans les r\u00e9serves des Premi\u00e8res Nations. Manitoba Hydro a fait appel de la directive de la Commission qui cr\u00e9ait une classe sp\u00e9ciale. La Cour d\u2019appel a statu\u00e9 que l\u2019\u00e9tablissement de cat\u00e9gories de clients fait partie int\u00e9grante de la fixation des tarifs des services publics. Toutefois, si la Commission avait le pouvoir de cr\u00e9er une telle classification, elle devait le faire dans les limites pr\u00e9vues par la loi.<\/p>\n Le tribunal a statu\u00e9 que la Commission avait d\u00e9pass\u00e9 la port\u00e9e de son autorit\u00e9 en ordonnant la cr\u00e9ation de la cat\u00e9gorie, d\u00e9clarant que la capacit\u00e9 de consid\u00e9rer des facteurs tels que la politique sociale et l\u2019accessibilit\u00e9 dans l\u2019approbation et la fixation des tarifs n\u2019est pas l\u2019autorit\u00e9 d\u2019ordonner la cr\u00e9ation de classifications de clients menant \u00e0 des paiements de politique sociale plus larges et une r\u00e9duction de la pauvret\u00e9 qui ont pour effet de rediriger les fonds et les revenus de Manitoba Hydro afin d\u2019att\u00e9nuer de telles conditions.<\/p>\n La d\u00e9cision suivante a \u00e9t\u00e9 celle de la Cour divisionnaire de l\u2019Ontario dans l\u2019affaire Rogers Communication<\/em>[44]<\/sup> en novembre 2020. La Cour divisionnaire de l\u2019Ontario y a rendu une d\u00e9cision rejetant un appel concernant une redevance approuv\u00e9e par la CEO pour la fixation de fils aux poteaux de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Pour arriver \u00e0 un tarif provincial pour la fixation de fils \u00e0 ces poteaux, la CEO avait proc\u00e9d\u00e9 \u00e0 un examen des frais pour la fixation des fils et publi\u00e9 un rapport final en mars 2018 fixant un tarif provincial de 43,63\u00a0$ avec des ajustements annuels bas\u00e9s sur un facteur d\u2019inflation de la CEO.<\/p>\n Un groupe de transporteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 a fait appel aupr\u00e8s de la Cour divisionnaire et a demand\u00e9 \u00e0 la Cour d\u2019annuler le rapport en faisant valoir que la CEO n\u2019avait pas suivi les dispositions de la LCEO <\/em>exigeant que la CEO tienne l\u2019audience. La position du groupe \u00e9tait que les frais de fixation de la Commission constituaient un tarif pour le transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ou la vente au d\u00e9tail d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qui exigeait que la CEO tienne une audience.<\/p>\n La Cour divisionnaire a r\u00e9pondu que l\u2019utilisation d\u2019un espace locatif sur un poteau par une entreprise de t\u00e9l\u00e9communication n\u2019avait rien \u00e0 voir avec la vente au d\u00e9tail ou la distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. La Cour a \u00e9galement not\u00e9 qu\u2019auparavant, ces taux avaient \u00e9t\u00e9 ajust\u00e9s en modifiant la licence des distributeurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qui contenait une exigence selon laquelle les distributeurs devaient permettre l\u2019acc\u00e8s aux poteaux \u00e0 un taux pr\u00e9cis qui \u00e9tait approuv\u00e9 par la CEO et inclus dans la licence de distribution. La cour a conclu que la modification des frais de fixation \u00e9tait un exercice l\u00e9gal de la comp\u00e9tence de la CEO et ne n\u00e9cessitait pas d\u2019audience de la CEO. La cour a \u00e9galement conclu que le processus suivi par la CEO \u00e9tait \u00e9quitable sur le plan de la proc\u00e9dure.<\/p>\n La d\u00e9cision suivante en ce qui concerne la comp\u00e9tence de la Commission a \u00e9t\u00e9 la d\u00e9cision de la CEO dans l\u2019affaire Waterfront Toronto <\/em>en janvier 2021. Dans cette affaire, Enbridge a demand\u00e9 \u00e0 la Commission d\u2019ordonner \u00e0 Waterfront Toronto de payer 70\u00a0millions de dollars pour couvrir le co\u00fbt d\u2019un nouveau pipeline[45]<\/sup>. Waterfront Toronto, un consortium de trois administrations : la ville de Toronto, la province de l\u2019Ontario et le gouvernement du Canada, a fait valoir qu\u2019il ne demandait pas le pipeline et que, de toute fa\u00e7on, la Commission n\u2019avait pas le pouvoir d\u2019ordonner \u00e0 Waterfront Toronto de payer une partie ou la totalit\u00e9 du co\u00fbt d\u2019un pipeline parce que Waterfront Toronto n\u2019\u00e9tait pas un consommateur de gaz.<\/p>\n Waterfront Toronto s\u2019est appuy\u00e9e sur des d\u00e9cisions ant\u00e9rieures qui ont conclu que le pouvoir de la Commission de r\u00e9partir les co\u00fbts de construction d\u2019un pipeline relevait de la comp\u00e9tence de la Commission parce qu\u2019il faisait partie de son pouvoir de tarification. Toutefois, dans le cas pr\u00e9sent, \u00e9tant donn\u00e9 que Waterfront Toronto n\u2019\u00e9tait pas un client du gaz, aucune autorit\u00e9 de tarification n\u2019\u00e9tait en cause et, par cons\u00e9quent, la Commission n\u2019avait pas comp\u00e9tence pour ordonner \u00e0 Waterfront Toronto de payer le co\u00fbt. La d\u00e9cision n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 port\u00e9e en appel.<\/p>\n La derni\u00e8re d\u00e9cision en mati\u00e8re de comp\u00e9tence est celle de f\u00e9vrier 2021 dans l\u2019affaire Yukon Energy Corporation<\/em>[46]<\/sup>. La R\u00e9gie des entreprises de services publics du Yukon avait refus\u00e9 certains co\u00fbts r\u00e9clam\u00e9s par l\u2019entreprise de service public dans une affaire de tarification. La Soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00e9nergie du Yukon a fait valoir que la R\u00e9gie avait commis trois erreurs de droit. Premi\u00e8rement, elle n\u2019avait pas d\u00e9termin\u00e9 la base tarifaire de la Soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00e9nergie du Yukon conform\u00e9ment aux exigences de la Loi<\/em>. Deuxi\u00e8mement, elle avait tenu compte de preuves non pertinentes pour d\u00e9terminer que les frais n\u2019avaient pas \u00e9t\u00e9 correctement engag\u00e9s. Enfin, la R\u00e9gie n\u2019avait pas tenu compte de la preuve de la Soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00e9nergie du Yukon en ce qui concerne la demande de remboursement des co\u00fbts.<\/p>\n La d\u00e9cision de la R\u00e9gie avait \u00e9t\u00e9 examin\u00e9e par un comit\u00e9 de r\u00e9vision de la R\u00e9gie qui avait rejet\u00e9 la demande au motif qu\u2019il n\u2019y avait pas eu d\u2019erreur de droit.<\/p>\n La Cour du Yukon a confirm\u00e9 que la R\u00e9gie avait correctement exerc\u00e9 son pouvoir discr\u00e9tionnaire. La R\u00e9gie avait d\u00e9termin\u00e9 que les co\u00fbts engag\u00e9s n\u2019\u00e9taient pas n\u00e9cessaires pour fournir un service au public. La R\u00e9gie avait conclu que la Soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00e9nergie du Yukon n\u2019avait pas agi avec prudence en engageant ces co\u00fbts. En outre, la Cour a estim\u00e9 que le comit\u00e9 d\u2019audience n\u2019avait pas tenu compte de facteurs non pertinents dans l\u2019exercice de son pouvoir discr\u00e9tionnaire et qu\u2019il n\u2019avait donc commis aucune erreur de droit.<\/p>\n PROCHAINES \u00c9TAPES<\/strong><\/p>\n Dans l\u2019introduction de cette revue annuelle, nous avons indiqu\u00e9 que le secteur canadien de l\u2019\u00e9nergie \u00e9tait confront\u00e9 \u00e0 un virage radical au niveau de la rh\u00e9torique et des investissements en faveur de l\u2019\u00e9nergie conventionnelle, motiv\u00e9 par les pr\u00e9occupations li\u00e9es aux changements climatiques. Nous avons \u00e9galement indiqu\u00e9 que ce virage aurait un impact important sur les organismes canadiens de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie. Les d\u00e9cisions prises par les organismes de r\u00e9glementation et les tribunaux au cours de l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re laissent entrevoir deux d\u00e9veloppements importants.<\/p>\n Le premier est le nombre inhabituel de contestations de la comp\u00e9tence des organismes de r\u00e9glementation canadiens de l\u2019\u00e9nergie. Au total, il y a eu dix contestations en 2020. La moiti\u00e9 d\u2019entre elles ont abouti. Les r\u00e9sultats finaux d\u00e9pendront de certains appels en instance. L\u2019augmentation du nombre de d\u00e9cisions en mati\u00e8re de comp\u00e9tence est sans doute un sous-produit de l\u2019arr\u00eat Vavilov <\/em>rendu par la Cour supr\u00eame du Canada en d\u00e9cembre 2018. Il faudra un certain temps pour que l\u2019impact de Vavilov <\/em>soit pleinement compris.<\/p>\n L\u2019autre tendance, tout aussi importante, est le r\u00f4le accru des organismes de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie dans la promotion de l\u2019introduction de nouvelles technologies. Ces nouvelles technologies sont invariablement li\u00e9es, directement ou indirectement, aux changements climatiques et \u00e0 la r\u00e9duction des \u00e9missions de carbone.<\/p>\n La premi\u00e8re d\u00e9cision a eu lieu sur la c\u00f4te du Pacifique o\u00f9 la BCUC a permis \u00e0 un service public de gaz d\u2019\u00e9tablir un fonds d\u2019innovation qui sera pay\u00e9 par les contribuables au co\u00fbt de 24,5\u00a0millions de dollars sur une p\u00e9riode de cinq ans. Vient ensuite la d\u00e9cision de la CEO concernant une demande d\u2019Enbridge d\u2019entreprendre un projet pilote qui examinerait les co\u00fbts et les avantages du m\u00e9lange d\u2019hydrog\u00e8ne au gaz naturel. Enfin, sur la c\u00f4te de l\u2019Atlantique, nous avons vu la Commission de la Nouvelle-\u00c9cosse approuver un projet pilote de Nova Scotia Power en vue d\u2019obtenir un financement partiel pour un projet pilote qui \u00e9valuerait un nouveau logiciel permettant une exploitation et une gestion plus efficaces des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques d\u00e9centralis\u00e9es.<\/p>\n Ces trois cas repr\u00e9sentent un changement radical de la part des organismes canadiens de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie. Traditionnellement, les organismes de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie sont r\u00e9ticents \u00e0 utiliser l\u2019argent des contribuables pour financer une technologie nouvelle et non \u00e9prouv\u00e9e. Cette prudence peut provenir du principe r\u00e9glementaire de longue date selon lequel, avant que les actifs puissent faire partie de la base tarifaire, ils doivent \u00eatre \u00ab\u00a0utilis\u00e9s \u00e0 des fins utiles\u00a0\u00bb. Mais comme nous l\u2019avons dit dans l\u2019introduction, les temps ont chang\u00e9.<\/p>\n Il ne fait aucun doute que les organismes de r\u00e9glementation et les gouvernements vont surveiller de pr\u00e8s ces trois d\u00e9cisions importantes. Ils ont tous des programmes de surveillance et il sera int\u00e9ressant de voir \u00e0 quel point l\u2019examen sera d\u00e9taill\u00e9 et public. Ces trois d\u00e9cisions repr\u00e9sentent un changement d\u2019orientation utile de la part des organismes canadiens de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie. Il est int\u00e9ressant de noter que les trois d\u00e9cisions ont \u00e9t\u00e9 prises en m\u00eame temps dans trois provinces diff\u00e9rentes par trois organismes de r\u00e9glementation diff\u00e9rents. Il est \u00e9galement int\u00e9ressant de noter qu\u2019elles ont eu lieu dans les secteurs de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et du gaz.<\/p>\n Nous verrons davantage de ces d\u00e9cisions \u00e0 l\u2019avenir. Les organismes de r\u00e9glementation peuvent apporter un ensemble unique de comp\u00e9tences au probl\u00e8me. Le probl\u00e8me est que les nouvelles technologies n\u00e9cessitent souvent un investissement en capital tr\u00e8s important. Les organismes de r\u00e9glementation sont dans une position unique pour diriger et \u00e9valuer les projets pilotes et d\u00e9terminer l\u2019utilit\u00e9 de la nouvelle technologie avant que des engagements financiers majeurs ne soient pris.<\/p>\n L\u2019autre diff\u00e9rence int\u00e9ressante entre ces trois cas est la forme de financement. Dans le cas de la Colombie-Britannique, les contribuables assument la totalit\u00e9 des co\u00fbts. Dans le cas de la Nouvelle-\u00c9cosse, les contribuables assument un tiers des co\u00fbts, et dans le cas de l\u2019Ontario, le service public assure la totalit\u00e9 des co\u00fbts. Il sera important d\u2019\u00e9valuer ces diff\u00e9rentes approches de financement. On peut faire valoir que dans un monde o\u00f9 il existe des capitaux importants pour financer les investissements dans l\u2019\u00e9nergie verte, il ne devrait pas \u00eatre n\u00e9cessaire que le contribuable finance la totalit\u00e9 du co\u00fbt. La participation de capitaux priv\u00e9s, en particulier s\u2019il s\u2019agit de capitaux non li\u00e9s aux services publics comme dans le cas de la Nouvelle-\u00c9cosse, assure une surveillance, un examen et une v\u00e9rification suppl\u00e9mentaires.<\/p>\n\n
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