{"id":3428,"date":"2021-07-07T13:16:02","date_gmt":"2021-07-07T13:16:02","guid":{"rendered":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/?p=3428"},"modified":"2024-03-27T18:08:08","modified_gmt":"2024-03-27T18:08:08","slug":"the-battles-over-net-energy-metering","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/the-battles-over-net-energy-metering","title":{"rendered":"Les luttes d\u2019id\u00e9es \u00e0 propos de la facturation nette de l\u2019\u00e9nergie<sup>1<\/sup>"},"content":{"rendered":"<p>Dans le cadre de la facturation nette de l\u2019\u00e9nergie (FNE), l\u2019achat et la vente d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 se font au m\u00eame tarif. La FNE est un accord en mati\u00e8re de tarification qui vise les consommateurs d\u2019\u00e9nergie ayant install\u00e9 des panneaux solaires sur leur toit qui leur permet \u00e0 la fois d\u2019acheter de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 aupr\u00e8s du r\u00e9seau et d\u2019en vendre \u00e0 celui-ci. Ces consommateurs sont souvent appel\u00e9s prosommateurs\u00a0(<em>prosumers<\/em>). Lorsque ceuxci relient leurs panneaux solaires \u00e0 un syst\u00e8me de stockage sur batterie, ils sont appel\u00e9s des \u00ab\u00a0<em>prosumagers<\/em>\u00a0\u00bb.<\/p>\n<p>La FNE est tr\u00e8s r\u00e9pandue aux \u00c9tats-Unis, comme en t\u00e9moigne le graphique\u00a01.<\/p>\n<p><strong>Graphique\u00a01\u00a0: \u00c9tats ayant adopt\u00e9 la politique de la FNE en juin\u00a02020<\/strong><\/p>\n<p><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"aligncenter size-full wp-image-3462\" src=\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2021\/06\/NEM-Map_FR.png\" alt=\"\" width=\"875\" height=\"549\" srcset=\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2021\/06\/NEM-Map_FR.png 875w, https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2021\/06\/NEM-Map_FR-300x188.png 300w, https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2021\/06\/NEM-Map_FR-768x482.png 768w, https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2021\/06\/NEM-Map_FR-88x55.png 88w\" sizes=\"auto, (max-width: 875px) 100vw, 875px\" \/><\/p>\n<p>Source : DSIRE NC Clean Energy Technology Center. Les \u00c9tats en bleu fonc\u00e9 sont ceux qui ont adopt\u00e9 la FNE pour les clients r\u00e9sidentiels ayant des panneaux solaires photovolta\u00efques.<\/p>\n<p>La pratique de la FNE a \u00e9volu\u00e9 au fil des ans. Dans la plupart des cas, on utilise sa forme la plus simple. On y recourt g\u00e9n\u00e9ralement, mais pas toujours, dans les zones o\u00f9 la saturation en panneaux solaires est relativement faible. Surnomm\u00e9e FNE 1.0, cette forme de base fait r\u00e9f\u00e9rence \u00e0 une situation dans laquelle le service public compense au plein tarif de d\u00e9tail sur une base individuelle les consommateurs ayant install\u00e9 des panneaux solaires sur leur toit pour leurs exportations d\u2019\u00e9nergie vers le r\u00e9seau. La plupart des tarifs r\u00e9sidentiels sont des tarifs volum\u00e9triques fond\u00e9s sur les co\u00fbts int\u00e9gr\u00e9s (et non sur les co\u00fbts marginaux) qui ne varient pas avec le temps. Ces tarifs sont \u00e9galement assortis d\u2019un modeste frais fixe et sont suffisamment \u00e9lev\u00e9s pour r\u00e9cup\u00e9rer la plupart des co\u00fbts fixes du r\u00e9seau. Ces tarifs volum\u00e9triques \u00e9lev\u00e9s motivent certains consommateurs \u00e0 installer des panneaux solaires. Pour sa part, la FNE raccourcit le d\u00e9lai de r\u00e9cup\u00e9ration de l\u2019investissement dans les panneaux solaires et contribue \u00e0 acc\u00e9l\u00e9rer la conversion des consommateurs en prosommateurs. Selon les services publics, la FNE cr\u00e9e un transfert de co\u00fbts des \u00ab clients solaires \u00bb vers les \u00ab\u00a0clients non-solaires\u00a0\u00bb, et doit donc \u00eatre modifi\u00e9e. Les d\u00e9fenseurs des consommateurs et certains groupes environnementaux ont \u00e9galement avanc\u00e9 cet argument, tandis que les repr\u00e9sentants de l\u2019industrie solaire estiment qu\u2019un tel transfert de co\u00fbts ne se produit pas.<\/p>\n<p>Les tentatives de r\u00e9forme de la FNE se sont heurt\u00e9es \u00e0 une opposition farouche dans tous les cas. Hawaii a r\u00e9ussi \u00e0 \u00e9liminer enti\u00e8rement la FNE, affirmant que le r\u00e9seau \u00e9lectrique n\u2019avait pas la capacit\u00e9 d\u2019absorber davantage d\u2019exportations d\u2019\u00e9nergie provenant des panneaux solaires. On y a donc remplac\u00e9 la FNE par l\u2019auto-approvisionnement ou l\u2019approvisionnement aupr\u00e8s du r\u00e9seau. Dans le premier cas, les prosommateurs utilisent les panneaux solaires pour r\u00e9pondre \u00e0 leurs propres besoins. Ils ne fournissent donc pas d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au r\u00e9seau. Essentiellement, ils se comportent comme des consommateurs \u00e0 haute efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique qui r\u00e9duisent drastiquement leurs achats aupr\u00e8s du r\u00e9seau en installant un \u00e9quipement d\u2019utilisation finale \u00e9co\u00e9nerg\u00e9tique. Dans le second cas, ils fournissent leur surplus \u00e9nerg\u00e9tique au r\u00e9seau, mais ne sont r\u00e9mun\u00e9r\u00e9s pour leur \u00e9nergie qu\u2019au prix de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n<p>Dans d\u2019autres cas, comme au Michigan, la FNE a \u00e9t\u00e9 remplac\u00e9e par un mod\u00e8le d\u2019entr\u00e9e\/sortie o\u00f9 les achats d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 se font au tarif de d\u00e9tail et les exportations au tarif de gros. D\u2019autres \u00c9tats encore, comme l\u2019Arizona, le Nevada, l\u2019Utah et le Vermont, ont institu\u00e9 la facturation nette.<\/p>\n<p>Certains \u00c9tats ont \u00e9t\u00e9 en d\u00e9faveur, puis en faveur de la n\u00e9cessit\u00e9 de modifier la FNE, et ont finalement d\u00e9cid\u00e9 de laisser les choses comme elles \u00e9taient au d\u00e9but. Ces \u00c9tats comprennent l\u2019Idaho, le Kansas et le Montana. Dans ces cas, l\u2019industrie solaire a fait valoir qu\u2019il n\u2019y avait pas de transfert de co\u00fbts entre les prosommateurs et les consommateurs.<\/p>\n<p>Enfin, d\u2019autres \u00c9tats ont laiss\u00e9 le concept g\u00e9n\u00e9ral du FNE tel quel, mais ont envisag\u00e9 d\u2019apporter des modifications \u00e0 la structure tarifaire sous-jacente en adoptant une ou plusieurs des mesures suivantes\u00a0: augmentation des frais fixes, instauration d\u2019une facture minimale, adoption de frais \u00e9nerg\u00e9tiques variables dans le temps, adoption de frais de demande ou de frais d\u2019acc\u00e8s au r\u00e9seau. Dans ces \u00c9tats, l\u2019industrie solaire a fait valoir que l\u2019application de tarifs diff\u00e9rents aux prosommateurs et aux consommateurs est discriminatoire et nullement justifi\u00e9e.<\/p>\n<p>Tout r\u00e9cemment, dans l\u2019\u00c9tat de la Caroline du Sud, l\u2019un des services publics est parvenu \u00e0 un accord avec l\u2019industrie solaire. Les conditions de cet accord englobent des frais fixes plus \u00e9lev\u00e9s, des frais \u00e9nerg\u00e9tiques en fonction de l\u2019heure de consommation, une facture minimale et des frais d\u2019acc\u00e8s au r\u00e9seau pour les panneaux solaires d\u2019une puissance sup\u00e9rieure \u00e0 15\u00a0kW. Les clients b\u00e9n\u00e9ficieront d\u2019une encouragement financier de 39 cents par watt pour installer des panneaux solaires (c.-\u00e0-d. environ\u00a02\u00a0500\u00a0$ pour un panneau de\u00a06\u00a0kW) s\u2019ils acceptent de souscrire \u00e0 un tarif de pointe de\u00a025\u00a0cents par kWh pendant un maximum de 60\u00a0heures durant l\u2019hiver et d\u2019installer un thermostat intelligent. Les d\u00e9tails de cette structure tarifaire sont pr\u00e9sent\u00e9s ci-dessous.<\/p>\n<p><strong>Tableau 1 : Strucure tarifaire propos\u00e9e par Duke Energy pour les clients vis\u00e9s par la FNE en Caroline du Sud<sup>[2]<\/sup><\/strong><\/p>\n<table class=\"table_heading_align_left table_border_top\">\n<tbody>\n<tr>\n<td><\/td>\n<td><\/td>\n<th>R-STOU-61<br \/>\nTemps d\u2019utilisation solaire<\/th>\n<th>R-STOU (SC)<br \/>\nTemps d\u2019utilisation solaire<\/th>\n<\/tr>\n<tr>\n<td>1<\/td>\n<td>Frais d\u2019installation de base par mois<\/td>\n<td>14,630 $<\/td>\n<td>13,090 $<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td>2<\/td>\n<td colspan=\"3\">Frais \u00e9nerg\u00e9tiques<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td><\/td>\n<td class=\"table_heading_indent\">Heures de pointe critiques (par kWh)<\/td>\n<td>0,253 $<\/td>\n<td>0,250 $<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td><\/td>\n<td class=\"table_heading_indent\">Heures de pointe (par kWh)<\/td>\n<td>0,162 $<\/td>\n<td>0,152 $<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td><\/td>\n<td class=\"table_heading_indent\">Heures creuses (par kWh)<\/td>\n<td>0,099 $<\/td>\n<td>0,088 $<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td><\/td>\n<td class=\"table_heading_indent\">Heures tr\u00e8s creuses (par kWh)<\/td>\n<td>0,073 $<\/td>\n<td>0,060 $<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td>3<\/td>\n<td>Frais non contournables par mois<\/td>\n<td>0,490 $<\/td>\n<td>0,420 $<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td>4<\/td>\n<td>Frais d\u2019acc\u00e8s au r\u00e9seau par mois (par kW au-dessus de 15 kW)<\/td>\n<td>3,950 $<\/td>\n<td>5,860 $<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td>5<\/td>\n<td colspan=\"3\">Frais \u00e9nerg\u00e9tiques pour les clients et la distribution<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td><\/td>\n<td class=\"table_heading_indent\">Heures de pointe (par kWh)<\/td>\n<td>0,029 $<\/td>\n<td>0,037 $<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td><\/td>\n<td class=\"table_heading_indent\">Heures creuses (par kWh)<\/td>\n<td>0,023 $<\/td>\n<td>0,025 $<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td><\/td>\n<td class=\"table_heading_indent\">Heures tr\u00e8s creuses (par kWh)<\/td>\n<td>0,019 $<\/td>\n<td>0,018 $<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td>6<\/td>\n<td>Facturation minimum<\/td>\n<td>30,000 $<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p>En r\u00e8gle g\u00e9n\u00e9rale, chaque fois que des modifications sont propos\u00e9es \u00e0 la FNE, on vise \u00e0 \u00e9tendre la p\u00e9riode de r\u00e9cup\u00e9ration des co\u00fbts aupr\u00e8s des futurs prosommateurs potentiels et \u00e0 r\u00e9duire ainsi la probabilit\u00e9 que des clients deviennent des prosommateurs. En modifiant la FNE, on veut att\u00e9nuer le transfert de co\u00fbts qui, selon les services publics, se produit entre les clients vis\u00e9s par la FNE et ceux qui ne le sont pas, tout en s\u2019assurant que les consommateurs re\u00e7oivent de bons signaux de prix au sujet de la consommation \u00e9nerg\u00e9tique et du d\u00e9ploiement de l\u2019\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque.<\/p>\n<p><strong>La situation en Californie<\/strong><\/p>\n<p>Environ la moiti\u00e9 des\u00a02,2\u00a0millions d\u2019installations de panneaux solaires sur toit aux \u00c9tats-Unis se trouvent en Californie. Depuis\u00a02016, on applique la FNE\u00a02.0. Dans le cadre de cette politique, les \u00ab\u00a0clients solaires\u00a0\u00bb doivent payer un tarif \u00e9nerg\u00e9tique obligatoire en fonction de l\u2019heure de consommation, qui s\u2019accompagne \u00e9galement d\u2019une facture minimale d\u2019environ\u00a010\u00a0dollars par mois. Le tarif auquel ils importent de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 du r\u00e9seau varie selon l\u2019heure de la journ\u00e9e, mais leurs exportations \u00e9nerg\u00e9tiques vers le r\u00e9seau se font au m\u00eame prix. Sur le plan financier, tout ce qui compte, c\u2019est la consommation nette par p\u00e9riode tarifaire. Les heures de pointe se situent en fin de journ\u00e9e, ce qui refl\u00e8te le ph\u00e9nom\u00e8ne de la courbe en canard [c.-\u00e0-d. dont la silhouette ressemble \u00e0 un canard]. Pour l\u2019un de ces tarifs, la p\u00e9riode de pointe s\u2019\u00e9tend de\u00a016\u00a0heures \u00e0\u00a021\u00a0heures, soit la p\u00e9riode pendant laquelle l\u2019\u00e9nergie propre n\u2019est g\u00e9n\u00e9ralement pas disponible sur le r\u00e9seau.<\/p>\n<p>En revanche, les consommateurs qui ne sont pas des prosommateurs ont jusqu\u2019\u00e0 r\u00e9cemment pay\u00e9 un tarif volum\u00e9trique fixe pour les trois services publics appartenant \u00e0 des investisseurs. Pour deux de ces trois services publics, il n\u2019y a pas eu de frais fixes du tout. Pour la troisi\u00e8me, les frais mensuels fixes ont \u00e9t\u00e9 d\u2019environ un dollar par client.<\/p>\n<p>La California Public Utilities Commission (CPUC) a lanc\u00e9 une proc\u00e9dure pour envisager le remplacement de la FNE 2.0 par la FNE 3.0.<sup>[3]<\/sup> Son personnel a publi\u00e9 une \u00e9tude r\u00e9trospective qui a conclu \u00e0 un transfert de co\u00fbts de trois\u00a0milliards de dollars des prosommateurs vers les consommateurs. Le\u00a015\u00a0mars\u00a02021, plusieurs parties ont d\u00e9pos\u00e9 des rapports aupr\u00e8s de la CPUC. Les services publics appartenant \u00e0 des investisseurs ont d\u00e9pos\u00e9 un rapport conjoint ax\u00e9 sur les points suivants<sup>[4]<\/sup>\u00a0:<\/p>\n<ul>\n<li>La FNE 2.0 est trop g\u00e9n\u00e9reuse. Les co\u00fbts d\u2019installation des panneaux solaires ont baiss\u00e9, ce qui fait que la compensation li\u00e9e \u00e0 la FNE s\u2019est accrue. Ils pr\u00e9tendent que la p\u00e9riode de r\u00e9cup\u00e9ration est maintenant r\u00e9duite \u00e0 trois ou quatre ans, alors que la compensation li\u00e9e \u00e0 la FNE est encore pr\u00e9vue pour une p\u00e9riode de 20 ans.<\/li>\n<li>La FNE\u00a02.0 fait en sorte qu\u2019on transf\u00e8re les co\u00fbts aux non-participants. Or, le fait de facturer des prix plus \u00e9lev\u00e9s aux non-participants entra\u00eenent une diminution de la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/li>\n<li>Ce sont les clients \u00e0 revenu \u00e9lev\u00e9 qui adoptent l\u2019\u00e9nergie solaire de fa\u00e7on disproportionn\u00e9e, et cela cr\u00e9e un probl\u00e8me d\u2019accessibilit\u00e9 pour les clients au revenu admissible.<\/li>\n<li>La FNE ne fournit pas de signaux de prix pour promouvoir l\u2019\u00e9lectrification.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Les services publics ont propos\u00e9 une modification \u00e0 plusieurs volets de la FNE\u00a02.0 qui r\u00e9duirait consid\u00e9rablement la compensation d\u2019exportation pour les prosommateurs et leur imposerait trois nouveaux types de frais : des frais fixes, une facture minimale plus \u00e9lev\u00e9e et, surtout, des frais d\u2019acc\u00e8s au r\u00e9seau. Par rapport aux propositions soumises ailleurs par les services publics, cette proposition est de loin la plus ambitieuse. Elle aura un impact n\u00e9gatif sur l\u2019\u00e9conomie des panneaux solaires sur toiture. Selon les propres calculs des services publics, la p\u00e9riode de r\u00e9cup\u00e9ration sera probablement prolong\u00e9e de dix ans.<sup>[5]<\/sup><\/p>\n<p>La FNE 3.0 propos\u00e9e par les services publics vise \u00e0 :<\/p>\n<ul>\n<li>supprimer les subventions pour les nouveaux clients qui n\u2019en ont pas besoin;<\/li>\n<li>encourager les clients de l\u2019\u00e9nergie solaire \u00e0 relier leurs panneaux solaires \u00e0 un syst\u00e8me de stockage sur batterie;<\/li>\n<li>\u00e9liminer le transfert de co\u00fbts aux non-participants en basant les valeurs d\u2019exportation sur le calcul des co\u00fbts \u00e9vit\u00e9s par la CPUC et en faisant payer aux clients leur part des co\u00fbts factur\u00e9s \u00e0 la client\u00e8le ainsi que des co\u00fbts du r\u00e9seau et des programmes d\u2019int\u00e9r\u00eat public;<\/li>\n<li>encourager la distribution de l\u2019\u00e9nergie solaire au sein des communaut\u00e9s sous-repr\u00e9sent\u00e9es au moyen de subventions transitoires et d\u2019un rabais sur la redevance pour profiter des avantages du r\u00e9seau;<\/li>\n<li>\u00e9liminer les v\u00e9rifications annuelles, tout en assurant la transparence au sujet de la compensation des exportations et de la responsabilit\u00e9 de l\u2019entretien du r\u00e9seau;<\/li>\n<li>fournir une compensation facultative du tarif li\u00e9 \u00e0 la valeur de l\u2019\u00e9nergie distribu\u00e9e;<\/li>\n<li>imposer une structure tarifaire uniforme entre les services publics;<\/li>\n<li>promouvoir l\u2019ajout d\u2019un syst\u00e8me de stockage sur batterie aux panneaux solaires en offrant une compensation plus \u00e9lev\u00e9e pour les moments de la journ\u00e9e \u00e0 valeur plus \u00e9lev\u00e9e;<\/li>\n<li>assurer la neutralit\u00e9 entre les entit\u00e9s d\u2019approvisionnement \u00e9nerg\u00e9tique en d\u00e9finissant les cr\u00e9dits et les frais qui sont fix\u00e9s par ces entit\u00e9s et ceux fix\u00e9s par le service public de distribution;<\/li>\n<li>faire en sorte que les nouveaux clients de la production d\u00e9centralis\u00e9e (PD) soient desservis \u00e0 des tarifs par d\u00e9faut fond\u00e9s sur les co\u00fbts en tenant compte d\u2019\u00e9l\u00e9ments tels que les tarifs standards en fonction de l\u2019heure de consommation et les frais d\u2019utilisation.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Comme pr\u00e9vu, l\u2019industrie solaire et les d\u00e9fenseurs de l\u2019\u00e9nergie propre contestent vivement l\u2019ampleur et parfois m\u00eame l\u2019existence d\u2019un tel \u00ab\u00a0transfert de co\u00fbts\u00a0\u00bb. L\u2019industrie solaire entend d\u00e9montrer que le transfert de co\u00fbts des 10\u00a0GW des syst\u00e8mes de FNE 1.0 et 2.0 existants visant les panneaux solaires install\u00e9s sur les toits n\u2019est pas plus important que les co\u00fbts sup\u00e9rieurs au march\u00e9 de la production \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du service public \u00e9tablis \u00e0 ce jour dans le cadre du programme de normes du portefeuille d\u2019\u00e9nergie renouvelable (NPER). Donc, si la Californie n\u2019avait pas de programme pour les panneaux solaires install\u00e9s sur les toits, elle aurait \u00e9t\u00e9 oblig\u00e9e de produire plus d\u2019\u00e9nergies renouvelables conform\u00e9ment aux NPER \u00e0 l\u2019\u00e9chelle des services publics, ce qui aurait produit un \u00ab\u00a0transfert de co\u00fbts\u00a0\u00bb comparable aux co\u00fbts sup\u00e9rieurs au march\u00e9. Dans tous les cas, les contribuables n\u2019auraient donc pas \u00e9chapp\u00e9 \u00e0 ces co\u00fbts sup\u00e9rieurs au march\u00e9! Ces co\u00fbts sup\u00e9rieurs au march\u00e9 (tant ceux associ\u00e9s aux NPER qu\u2019aux panneaux solaire install\u00e9s sur les toits) sont en grande partie attribuables \u00e0 la baisse rapide des co\u00fbts des technologies associ\u00e9es aux \u00e9nergies renouvelables au cours des\u00a015\u00a0derni\u00e8res ann\u00e9es.<\/p>\n<p>L\u2019industrie solaire est d\u2019accord pour r\u00e9duire la compensation d\u2019exportation \u00e9nerg\u00e9tique de 50\u00a0% sur cinq ans et pour faire passer les futurs clients de la FNE aux tarifs en fonction de l\u2019heure de consommation, mais refuse d\u2019apporter d\u2019autres changements. Plus pr\u00e9cis\u00e9ment, elle a propos\u00e9 les \u00e9l\u00e9ments suivants<sup>[6]<\/sup>\u00a0:<\/p>\n<ul>\n<li>En vertu du nouveau tarif propos\u00e9, les clients profitant d\u2019une production d\u00e9centralis\u00e9e d\u2019\u00e9nergie renouvelable paieraient un tarif diff\u00e9rent pour l\u2019\u00e9nergie tir\u00e9e du service public et pour la production exc\u00e9dentaire d\u2019\u00e9nergie export\u00e9e vers le service public.<\/li>\n<li>Les clients de Pacific Gas &amp; Electric (PG&amp;E) et de San Diego Gas &amp; Electric (SDG&amp;E) seraient tenus de prendre le service \u00e0 partir de l\u2019un des tarifs standards en fonction de l\u2019heure de consommation offerts par le service public, ce qui inciterait davantage de clients \u00e0 se doter d\u2019un syst\u00e8me de stockage sur batterie. Les clients de Southern California Edison (SCE) pourraient continuer \u00e0 utiliser les tarifs r\u00e9sidentiels en fonction de l\u2019heure de consommation par d\u00e9faut et le tarif d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/li>\n<li>On proc\u00e9derait \u00e0 une r\u00e9duction progressive sur cinq ans de la compensation, ax\u00e9e sur la r\u00e9duction du taux d\u2019exportation d\u2019\u00e9nergie.<\/li>\n<li>On utiliserait les tarifs en fonction de l\u2019heure de consommation r\u00e9cemment adopt\u00e9s par la Commission. Il y aurait un \u00e9cart important entre les tarifs d\u2019activation et de d\u00e9sactivation, qui se rapprocheraient des co\u00fbts marginaux, entra\u00eenant ainsi une compensation plus faible pour les panneaux solaires uniquement, ce qui encouragerait les clients \u00e0 doter leurs panneaux solaires sur toit d\u2019un syst\u00e8me de stockage sur batterie.<\/li>\n<li>On int\u00e9grerait d\u2019autres types de ressources \u00e9nerg\u00e9tiques d\u00e9centralis\u00e9es (DER). Il y aurait un programme fond\u00e9 sur une plateforme de tarifs en fonction de l\u2019heure de consommation qui ne serait pas propre \u00e0 l\u2019\u00e9nergie solaire ou \u00e0 la FNE.<\/li>\n<li>On continuerait \u00e0 offrir les avantages secondaires aux clients. Il y aurait une exemption des frais d\u2019approvisionnement de d\u00e9part, des frais de veille et des frais de mise \u00e0 niveau de l\u2019interconnexion.<\/li>\n<li>Il y aurait des modalit\u00e9s et des r\u00e8gles de facturation. On mettrait \u00e0 jour les tarifs de compensation de l\u2019exc\u00e9dent net pour utiliser une moyenne mobile sur\u00a012\u00a0mois des valeurs adopt\u00e9es du <em>Avoided Cost Calculator <\/em>(calculateur de co\u00fbts \u00e9vit\u00e9s). Les clients seraient autoris\u00e9s \u00e0 surdimensionner leurs syst\u00e8mes solaires jusqu\u2019\u00e0 50\u00a0%, la production exc\u00e9dentaire \u00e9tant compens\u00e9e aux taux de compensation de l\u2019exc\u00e9dent net bas\u00e9s sur les co\u00fbts \u00e9vit\u00e9s.<\/li>\n<li>On utiliserait une facture mensuelle par d\u00e9faut, avec une mise \u00e0 jour annuelle en avril.<\/li>\n<\/ul>\n<p>L\u2019industrie solaire soutient que son analyse porte sur les co\u00fbts et les avantages du cycle de vie des panneaux solaires sur les toits, contrairement \u00e0 la proposition des services publics appartenant \u00e0 des investisseurs. Un r\u00e9sum\u00e9 des propositions des services publics et de l\u2019industrie solaire est fourni dans les tableaux\u00a02 et 3.<\/p>\n<p><strong>Tableau 2 : Frais propos\u00e9s par PG&amp;E<sup>[7]<\/sup><sup>,[8]<\/sup><\/strong><\/p>\n<table class=\"table_border_top\">\n<tbody>\n<tr style=\"border-bottom: 0;\">\n<td style=\"border-bottom: 0;\" width=\"93\"><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" colspan=\"3\" width=\"159\">\u00c9t\u00e9<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" colspan=\"3\" width=\"159\">Hiver<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" rowspan=\"2\" width=\"57\">Frais au profit du r\u00e9seau<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" rowspan=\"2\" width=\"37\">Frais pour le client<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" rowspan=\"2\" width=\"47\">Co\u00fbt de l\u2019exc\u00e9dent net<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"93\">Types de tarifs<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"48\">Heures de pointe<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"59\">Heures partiellement de pointe<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"52\">Heures hors pointe<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"48\">Heures de pointe<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"59\">Heures partiellement de pointe<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"52\">Heures hors pointe<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"93\"><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"48\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"59\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"52\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"48\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"59\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"52\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"57\"><em>$\/*kWh\/mois<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"37\"><em>$\/mois<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"47\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"93\">Tarif de compensation des exportations<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"48\">0,13<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"59\">0,08<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"52\">0,06<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"48\">0,06<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"59\">0,05<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"52\">0,05<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"57\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"37\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"47\">&#8211;<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"93\">Tarif r\u00e9sidentiel par d\u00e9faut (E-DER)<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"48\">0,40<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"59\">0,27<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"52\">0,22<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"48\">0,23<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"59\">0,21<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"52\">0,20<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"57\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"37\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"47\">&#8211;<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"93\">Autres frais<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"48\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"59\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"52\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"48\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"59\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"52\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"57\">10,93<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"37\">20,66<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"47\">0,03<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p><strong>Tableau 3\u00a0: Frais propos\u00e9s par vote solar et SEIA pour les clients de PG&amp;E<sup>[9]<\/sup><\/strong><\/p>\n<table class=\"table_border_top\">\n<tbody>\n<tr style=\"border-bottom: 0;\">\n<td style=\"border-bottom: 0;\" width=\"80\"><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" colspan=\"3\" width=\"151\">\u00c9t\u00e9<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" colspan=\"3\" width=\"151\">Hiver<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" rowspan=\"2\" width=\"47\">California Climate<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" rowspan=\"2\" width=\"79\">Approvisionnement minimal<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" rowspan=\"2\" width=\"45\">Co\u00fbt de l\u2019exc\u00e9dent net<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"80\"><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\">Heures de pointe<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\">Heures partiellement de pointe<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\">Heures hors pointe<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\">Heures de pointe<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\">Heures partiellement de pointe<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\">Heures hors pointe<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"80\"><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"47\"><em>$<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"79\"><em>$\/jour<\/em><\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"45\"><em>$\/kWh<\/em><\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"80\">Tarif de compensation des exportations, 2023<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\">0,50<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\">0,39<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\">0,18<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\">0,37<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\">0,35<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\">0,18<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"47\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"79\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"45\">&#8211;<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"80\">Tarif de compensation des exportations, 2027<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\">0,25<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\">0,19<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\">0,09<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\">0,18<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\">0,18<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\">0,09<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"47\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"79\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"45\">&#8211;<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"80\">Tarif r\u00e9sidentiel par d\u00e9faut (EV2A)<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\">0,50<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\">0,39<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\">0,18<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\">0,37<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\">0,35<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\">0,18<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"47\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"79\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"45\">&#8211;<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"80\">Autres frais<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"44\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"56\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"51\">&#8211;<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"47\">(17.20)<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"79\">0,33<\/td>\n<td style=\"text-align: center;\" width=\"45\">0,059<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<p>Remarque : Le California Climate Credit est un paiement semestriel par m\u00e9nage.<br \/>\nLe montant minimum de la facture d\u2019approvisionnement en \u00e9nergie est factur\u00e9 par compteur \u00e9lectrique.<\/p>\n<p>La CPUC a organis\u00e9 un atelier de deux jours les 23 et 24\u00a0mars pour examiner les propositions. Les audiences de pr\u00e9sentation de preuves auront lieu \u00e0 la fin juillet et au d\u00e9but ao\u00fbt.<\/p>\n<p><strong>Quel sera l\u2019impact probable de la proposition des services publics sur l\u2019adoption par les clients de panneaux solaires sur leur toit?<\/strong><\/p>\n<p>Nous nous sommes fond\u00e9s sur des mod\u00e8les \u00e9conom\u00e9triques de demande pour pr\u00e9dire l\u2019adoption de l\u2019\u00e9nergie solaire en utilisant les donn\u00e9es de 27\u00a0\u00c9tats sur une p\u00e9riode allant de 2008 \u00e0 2018.<sup>[10]<\/sup> Nous constatons que l\u2019\u00e9lasticit\u00e9 crois\u00e9e de la demande d\u2019installations de panneaux solaires par rapport au prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est \u00e9lev\u00e9e. D\u2019apr\u00e8s notre analyse, une baisse de\u00a010\u00a0% du prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 r\u00e9duirait la demande d\u2019installations de panneaux solaires de\u00a010 \u00e0\u00a020\u00a0%. Nous trouvons \u00e9galement des preuves d\u2019une \u00e9lasticit\u00e9 de la demande d\u2019installations de panneaux solaires par rapport au revenu, et que l\u2019existence de la FNE donne un coup de pouce significatif aux installations de panneaux solaires. En termes de retour sur investissement, nous constatons qu\u2019une augmentation d\u2019un an de la p\u00e9riode de retour sur investissement fait baisser le nombre d\u2019installations de panneaux solaires de\u00a06\u00a0%. Ainsi, une augmentation de la p\u00e9riode de r\u00e9cup\u00e9ration de\u00a010\u00a0ans, telle que celle propos\u00e9e par les services publics, ferait chuter le nombre d\u2019installations de panneaux solaires de plus de la moiti\u00e9.<\/p>\n<p><strong>Post-scriptum<\/strong><\/p>\n<p>La Californie consacre 1,5\u00a0milliard de dollars annuellement \u00e0 ses programmes d\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique. Cet argent est vers\u00e9 sous forme d\u2019incitations financi\u00e8res, telles que des remises et des financements \u00e0 faible taux d\u2019int\u00e9r\u00eat aux propri\u00e9taires afin de r\u00e9duire la p\u00e9riode de remboursement de leur \u00e9ventuelle adoption d\u2019un \u00e9quipement \u00e0 haut rendement \u00e9nerg\u00e9tique. Une fois cet \u00e9quipement install\u00e9, celui-ci r\u00e9duit consid\u00e9rablement la consommation d\u2019\u00e9nergie de son propri\u00e9taire. Comme les co\u00fbts marginaux sont inf\u00e9rieurs aux co\u00fbts moyens, une telle r\u00e9duction de la consommation d\u2019\u00e9nergie cr\u00e9e un transfert de co\u00fbts des clients non efficaces sur le plan \u00e9nerg\u00e9tique vers les clients efficaces \u00e0 cet \u00e9gard. \u00c9tonnamment, aucune voix ne s\u2019est \u00e9lev\u00e9e pour demander qu\u2019une \u00e9tude r\u00e9trospective soit r\u00e9alis\u00e9e afin de quantifier le transfert de co\u00fbts et de modifier les politiques d\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique de l\u2019\u00c9tat pour att\u00e9nuer l\u2019incitation des clients \u00e0 devenir plus efficace sur le plan \u00e9nerg\u00e9tique.<\/p>\n<p><strong>L\u2019EXP\u00c9RIENCE CANADIENNE<\/strong><\/p>\n<p>Le mesurage net a commenc\u00e9 au Canada le 9\u00a0mars\u00a02004, lorsque la British Columbia Utility Commission a \u00e9tabli le premier tarif<sup>[11]<\/sup>. Elle avait \u00e9t\u00e9 demand\u00e9e dans le plan \u00e9nerg\u00e9tique de 2002 du gouvernement de la Colombie-Britannique, publi\u00e9 en novembre\u00a02002, intitul\u00e9 <em>Energy for the Future<\/em>. Ce document indiquait en partie que la British Columbia Hydro Power Authority, connue sous le nom de BC Hydro, \u00e9laborerait des politiques comme le mesurage net pour appuyer l\u2019objectif volontaire d\u2019acqu\u00e9rir 50\u00a0% du nouvel approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9 aupr\u00e8s de sources propres en Colombie-Britannique au cours des 10\u00a0prochaines ann\u00e9es. L\u2019Ontario a embo\u00eet\u00e9 le pas deux ans plus tard. Aujourd\u2019hui, l\u2019ensemble des neuf provinces et des trois territoires du Canada offrent le mesurage net. En Alberta et au Yukon, on appelle ce type d\u2019approvisionnement la microg\u00e9n\u00e9ration et non le mesurage net. En Alberta et en Ontario, le programme est \u00e9tabli par les r\u00e8glements du gouvernement provincial.<\/p>\n<p>De fa\u00e7on g\u00e9n\u00e9rale, le mesurage net est partout le m\u00eame au pays. Les clients peuvent exploiter leur propre installation de production pour autant qu\u2019il s\u2019agisse d\u2019\u00e9nergie renouvelable et qu\u2019ils vendent leur surplus d\u2019\u00e9nergie au r\u00e9seau au m\u00eame prix qu\u2019ils l\u2019ach\u00e8tent. La taille de l\u2019\u00e9quipement de production d\u2019\u00e9nergie varie. Au Manitoba, elle est limit\u00e9e \u00e0 200\u00a0kW, en Ontario, \u00e0 500\u00a0kW et au Nunavut, \u00e0 10\u00a0kW. Il y a toutefois une exception. En 2020, la Colombie-Britannique a sorti des rangs et a supprim\u00e9 la restriction sur la quantit\u00e9 apr\u00e8s des consultations et un rapport approfondis sur la question. Auparavant, la limite de capacit\u00e9 nominale de la Colombie-Britannique \u00e9tait de 100\u00a0kW, par comparaison \u00e0 500\u00a0kW en Ontario.<\/p>\n<p>Vous trouverez ci-dessous une description d\u00e9taill\u00e9e des programmes de mesurage net en Colombie-Britannique, en Ontario et en Alberta, r\u00e9dig\u00e9e par des experts en la mati\u00e8re de ces provinces. Ces trois provinces repr\u00e9sentent 95 % de la production solaire au Canada, dont l\u2019Ontario, pour sa part, produit 85 %.<\/p>\n<p><strong>Perspective de la Colombie-Britannique<sup>[12]<\/sup><\/strong><\/p>\n<p>La British Columbia Utilities Commission (BCUC) poss\u00e8de une vaste exp\u00e9rience du mesurage net (MN), ayant approuv\u00e9 son premier programme de MN en 2004. Auparavant, les jours chauds et ensoleill\u00e9s o\u00f9 les panneaux solaires sur le toit de la propri\u00e9t\u00e9 d\u2019un client produisaient plus d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 que ce dont le client avait besoin, celui-ci ne recevait aucune compensation pour l\u2019\u00e9nergie retourn\u00e9e dans le r\u00e9seau (elle \u00e9tait en fait \u00ab\u00a0donn\u00e9e\u00a0\u00bb au service public). De toute \u00e9vidence, cette situation d\u00e9savantageait la production d\u00e9centralis\u00e9e (PD) \u00e0 petite \u00e9chelle par rapport \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie connect\u00e9e au r\u00e9seau, et c\u2019\u00e9tait un probl\u00e8me que nous voulions r\u00e9gler.<\/p>\n<p>Un tarif de MN offrait une solution simple \u00e0 ce probl\u00e8me\u00a0: l\u2019\u00e9nergie fournie au r\u00e9seau par un client serait d\u00e9duite des volumes qu\u2019il a achet\u00e9s du service public, et la diff\u00e9rence nette seulement serait factur\u00e9e au client. Cette m\u00e9thode de facturation simplifi\u00e9e ne s\u2019est pas traduite par une subvention, car le tarif de d\u00e9tail r\u00e9sidentiel (6,05\u00a0c\/kWh) \u00e0 ce momentl\u00e0 se rapprochait de la valeur marchande de la production (5,4\u00a0c\/kWh). De plus, en appliquant le tarif de MN, si un client produisait plus d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019il n\u2019en avait utilis\u00e9 au cours de la m\u00eame ann\u00e9e, le surplus \u00e9tait compens\u00e9 au prix (5,4\u00a0c\/kWh).<\/p>\n<p>La BCUC a reconnu que ces intrants cl\u00e9s pouvaient changer au fil du temps, et a donc d\u00e9clar\u00e9 que le tarif de MN \u00e9tait conditionnel \u00e0 une production et \u00e0 une distribution qui n\u2019entra\u00eenent pas de co\u00fbts importants pour le service public et qui n\u2019imposent pas d\u2019obstacles d\u00e9mesur\u00e9s pour les contribuables qui d\u00e9sirent participer au programme de facturation nette. La taille du g\u00e9n\u00e9rateur permettant de participer au programme a \u00e9t\u00e9 plafonn\u00e9e \u00e0 50\u00a0kW<sup>[13]<\/sup>.<\/p>\n<p>Quelques ann\u00e9es plus tard, en 2009, la BCUC a examin\u00e9 une demande d\u2019un intervenant visant \u00e0 augmenter le prix pay\u00e9 aux clients du programme de MN afin d\u2019encourager davantage l\u2019investissement dans la production d\u00e9centralis\u00e9e. Cette demande a \u00e9t\u00e9 rejet\u00e9e parce qu\u2019elle \u00e9tait consid\u00e9r\u00e9e comme relevant de la politique gouvernementale\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">La province n\u2019a pas encore \u00e9mis de directive \u00e0 la Commission en ce qui concerne la tarification incitative et le r\u00f4le pr\u00e9cis du programme de mesurage net dans l\u2019atteinte des objectifs de conservation. Jusqu\u2019\u00e0 ce qu\u2019une telle directive soit \u00e9mise, la Commission ne peut pr\u00e9sumer des d\u00e9tails d\u2019une \u00e9ventuelle politique gouvernementale.\u00a0La Commission n\u2019est donc pas convaincue qu\u2019elle devrait enjoindre \u00e0 BC Hydro d\u2019inclure une composante incitative dans le prix du mesurage net pour le moment<sup>[14]<\/sup>.<\/p>\n<p>En 2012, la British Columbia Hydro and Power Authority (BC Hydro) a d\u00e9pos\u00e9 une demande de modification du tarif de MN. La BCUC a reconfirm\u00e9 les objectifs du programme dans la d\u00e9cision qui en a r\u00e9sult\u00e9, en d\u00e9clarant\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Pour que le programme de mesurage net contribue de fa\u00e7on plus significative \u00e0 aider BC Hydro \u00e0 respecter ses obligations, des objectifs clairs qui mettent l\u2019accent sur l\u2019efficacit\u00e9 et l\u2019efficience \u00e9conomiques devraient \u00eatre fix\u00e9s pour le programme\u2026 Le comit\u00e9 consultatif estime qu\u2019il est important de d\u00e9finir clairement le succ\u00e8s afin d\u2019\u00e9valuer les progr\u00e8s et d\u2019apporter les changements n\u00e9cessaires\u2026 Le comit\u00e9 consultatif est d\u2019avis que les obstacles \u00e9conomiques inutiles et d\u2019autres natures \u00e0 l\u2019investissement dans la PD propre \u00e0 petite \u00e9chelle devraient \u00eatre att\u00e9nu\u00e9s, pour autant que les mesures d\u2019att\u00e9nuation n\u2019entra\u00eenent pas de co\u00fbts importants pour le service public ou ne transf\u00e8rent pas inutilement les co\u00fbts \u00e0 d\u2019autres contribuables<sup>[15]<\/sup>.<\/p>\n<p>En 2012, des changements \u00e0 la fois dans la valeur de gros estim\u00e9e de l\u2019\u00e9nergie et dans le tarif de d\u00e9tail avaient \u00e9t\u00e9 observ\u00e9s. La valeur de gros de l\u2019\u00e9nergie est pass\u00e9e de 5,4\u00a0c\/kWh \u00e0 9,99\u00a0c\/kWh (selon le Programme d\u2019offre standard [POS]<sup>[16]<\/sup> de BC Hydro). Le tarif de MN a donc \u00e9t\u00e9 mis \u00e0 jour pour utiliser cette valeur plus \u00e9lev\u00e9e afin de compenser toute production d\u2019\u00e9nergie des clients qui d\u00e9passe leur consommation annuelle retourn\u00e9e dans le r\u00e9seau.<\/p>\n<p>Cependant, le tarif de d\u00e9tail r\u00e9sidentiel (auparavant de 6,05\u00a0c\/kWh) avait \u00e9galement augment\u00e9 \u2014 il s\u2019agissait maintenant d\u2019un tarif \u00e0 paliers, le premier se situant \u00e0 6,67\u00a0c\/kWh et le deuxi\u00e8me devant augmenter \u00e0 12,96\u00a0c\/kWh. Ainsi, il n\u2019\u00e9tait pas clair si le programme de MN surcompensait ou sous-compensait les 116\u00a0clients du programme de MN pour l\u2019\u00e9nergie retourn\u00e9e dans le r\u00e9seau et utilis\u00e9e pour compenser la consommation diff\u00e9rentielle d\u2019un client. La d\u00e9cision indiquait l\u2019exprimait en ces mots\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Cela soul\u00e8ve deux pr\u00e9occupations pour le tribunal.\u00a0La premi\u00e8re est que le fait de payer un prix plus \u00e9lev\u00e9 que le prix POS [le prix pay\u00e9 aux plus gros producteurs] aux clients du programme de mesurage net signifie que le prix pay\u00e9 pour l\u2019\u00e9nergie dans le cadre du programme de facturation nette pourrait \u00eatre ind\u00fbment pr\u00e9f\u00e9rentiel, ce qui contrevient \u00e0 l\u2019article\u00a059 de la Loi. Pourquoi les clients du programme de mesurage net devraient-ils b\u00e9n\u00e9ficier d\u2019un tarif plus \u00e9lev\u00e9 pour l\u2019\u00e9nergie qu\u2019ils produisent que les producteurs du POS?\u00a0Toutefois, \u00e0 cet \u00e9gard, la Commission a d\u00e9clar\u00e9 dans l\u2019ordonnance G\u201026\u201004 que [traduction] \u00ab\u00a0le d\u00e9placement limit\u00e9 des co\u00fbts aux clients non participants \u00e9tait justifi\u00e9 pour appuyer la mise en \u0153uvre du mesurage net pour la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable distribu\u00e9e\u00a0\u00bb. La deuxi\u00e8me pr\u00e9occupation est que les clients qui re\u00e7oivent un prix inf\u00e9rieur au tarif du POS subventionnent l\u2019\u00e9nergie qu\u2019ils fournissent \u00e0 BC Hydro. Ils font ainsi face \u00e0 un facteur de dissuasion, comparativement aux autres producteurs d\u00e9centralis\u00e9s qui ne sont pas dans la m\u00eame situation<sup>[17]<\/sup>.<\/p>\n<p>Pour r\u00e9pondre \u00e0 cette pr\u00e9occupation, la BCUC a demand\u00e9 \u00e0 BC Hydro de fournir une analyse du cr\u00e9dit \u00e0 l\u2019\u00e9nergie estim\u00e9 vers\u00e9 aux clients du programme de FMN dans son prochain rapport d\u2019\u00e9valuation du mesurage net.<\/p>\n<p>De plus, la BCUC a examin\u00e9 la demande d\u2019un client qui d\u00e9sirait augmenter la limite de la taille des g\u00e9n\u00e9rateurs de 50\u00a0kW \u00e0 100\u00a0kW, afin que ces plus grands groupes \u00e9lectrog\u00e8nes puissent \u00e9galement ouvrir droit \u00e0 une compensation pour l\u2019\u00e9nergie retourn\u00e9e dans le r\u00e9seau. La BCUC a reconnu que le programme de MN n\u2019\u00e9tait pas la seule solution possible \u00e0 ce probl\u00e8me et a donc demand\u00e9 \u00e0 BC Hydro de consulter les participants du march\u00e9 touch\u00e9s afin de cerner les obstacles \u00e0 la participation pour les petits producteurs d\u2019\u00e9nergie propre distribu\u00e9s de 2\u00a0MW, d\u2019\u00e9laborer et d\u2019\u00e9valuer des options pour \u00e9liminer ces obstacles et de pr\u00e9senter les r\u00e9sultats de cette consultation dans leur prochain rapport d\u2019\u00e9valuation du programme de mesurage net<sup>[18]<\/sup>.<\/p>\n<p>BC Hydro a par la suite augment\u00e9 la taille des g\u00e9n\u00e9rateurs qui pouvaient participer au programme de mesurage net de 50\u00a0kW \u00e0 100\u00a0kW<sup>[19]<\/sup>.<\/p>\n<p>Le programme de MN a \u00e9volu\u00e9 r\u00e9cemment en 2020 \u2014 \u00e0 ce moment-l\u00e0, le march\u00e9 s\u2019\u00e9tait transform\u00e9 en profondeur. La C.B. pr\u00e9voit maintenant demeurer en situation de surplus d\u2019\u00e9nergie pendant de nombreuses ann\u00e9es, de sorte que le prix du MN pay\u00e9 pour la production exc\u00e9dant la consommation annuelle a \u00e9t\u00e9 rajust\u00e9 pour refl\u00e9ter la valeur annuelle des exportations d\u2019\u00e9nergie de BC Hydro (4,0\u00a0c\/kWh en 2021), avec une mise en \u0153uvre graduelle sur cinq ans pour les clients actuels du programme de MN. La BCUC a \u00e9galement demand\u00e9 \u00e0 BC Hydro de pr\u00e9senter un rapport d\u2019\u00e9valuation du programme de mesurage net \u00e0 jour afin d\u2019estimer, entre autres choses, le d\u00e9placement des co\u00fbts entre les participants et les non-participants et de proposer des options pour r\u00e9gler le probl\u00e8me des d\u00e9placements de co\u00fbts<sup>[20]<\/sup>.<\/p>\n<p>La BCUC a \u00e9galement examin\u00e9 une demande de BC Hydro visant \u00e0 limiter la taille de l\u2019installation de production \u00e0 la consommation annuelle des clients. Cette demande a \u00e9t\u00e9 rejet\u00e9e, car la BCUC a conclu que la restriction propos\u00e9e pourrait emp\u00eacher les clients d\u2019installer le g\u00e9n\u00e9rateur de la taille la plus \u00e9conomique possible et que le prix de l\u2019\u00e9nergie fond\u00e9 sur le march\u00e9 pay\u00e9 pour la production d\u00e9passant la consommation annuelle att\u00e9nuerait suffisamment toute pr\u00e9occupation li\u00e9e au d\u00e9placement des co\u00fbts.<\/p>\n<p>Le rapport d\u2019\u00e9valuation du MN de 2020 d\u00e9pos\u00e9 r\u00e9cemment par BC Hydro montre que la valeur de l\u2019\u00e9nergie retourn\u00e9e dans le r\u00e9seau est maintenant pass\u00e9e de 9,99\u00a0c\/kWh en 2012 \u00e0 3,2\u00a0c\/kWh pour l\u2019ann\u00e9e fiscale\u00a0 2020, tandis que le tarif de d\u00e9tail moyen re\u00e7u par les clients du programme de MN pour cette \u00e9nergie est pass\u00e9 \u00e0 10,71\u00a0c\/kWh (pour l\u2019ann\u00e9e fiscale 2019). De plus, le co\u00fbt des panneaux solaires photovolta\u00efques a consid\u00e9rablement diminu\u00e9 au cours de la derni\u00e8re d\u00e9cennie, et la participation au programme de MN a augment\u00e9 consid\u00e9rablement, passant de 116\u00a0clients en 2011 \u00e0 plus de 2\u00a0600 en 2021. Le rapport de BC Hydro sur le MN concluait qu\u2019il fallait modifier le tarif de MN, car on pr\u00e9voyait une augmentation de la participation au programme de MN, pour tenir compte de l\u2019interfinancement et \u00e9tablir un tarif \u00e9conomiquement efficient<sup>[21]<\/sup>.<\/p>\n<p>En r\u00e9sum\u00e9, le programme de MN a \u00e9volu\u00e9 au fil du temps \u00e0 mesure que les intrants fondamentaux ont chang\u00e9\u00a0: il y a eu des changements dans les tarifs de d\u00e9tail, la valeur de la production d\u2019\u00e9nergie retourn\u00e9e dans le r\u00e9seau, le nombre de participants au programme de MN et la maturit\u00e9 de l\u2019industrie de la PD. De plus, les am\u00e9liorations apport\u00e9es aux compteurs et \u00e0 la facturation ont \u00e9galement att\u00e9nu\u00e9 les avantages li\u00e9s \u00e0 la simplicit\u00e9 obtenus lors de la mise en place du programme.<\/p>\n<p>Cependant, en examinant l\u2019historique du programme de MN de la Colombie-Britannique depuis sa cr\u00e9ation en 2004, on constate que l\u2019objectif cl\u00e9 du tarif est demeur\u00e9 le m\u00eame\u00a0: fournir des signaux de prix efficaces aux clients qui d\u00e9sirent \u00e0 investir dans la production d\u00e9centralis\u00e9e.<\/p>\n<p>Il ne faut donc pas s\u2019\u00e9tonner que diff\u00e9rentes administrations aient des approches diff\u00e9rentes en mati\u00e8re de mesurage net \u2014 la situation \u00e0 Hawa\u00ef ou en Ontario est diff\u00e9rente de celle de la Colombie-Britannique. Il ne faut pas non plus s\u2019\u00e9tonner qu\u2019un programme de MN \u00e9volue avec le temps, et il pourrait y avoir d\u2019autres changements \u00e0 mesure que l\u2019industrie se d\u00e9veloppe.<\/p>\n<p>Dans tous ces changements, la BCUC demeure d\u00e9termin\u00e9e \u00e0 jouer son r\u00f4le d\u2019organisme de r\u00e9glementation \u00e9conomique \u2014 neutre sur les plans politique et technologique \u2014 en mettant l\u2019accent sur les avantages pour les contribuables. Pour promouvoir l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9conomique, la production d\u00e9centralis\u00e9e devrait \u00eatre sur un pied d\u2019\u00e9galit\u00e9 avec d\u2019autres options comme la production d\u2019\u00e9nergie reli\u00e9e au r\u00e9seau et l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique; le tarif de MN a \u00e9t\u00e9 mis en place \u00e0 cette fin. Notre objectif est de continuer \u00e0 cerner et \u00e0 \u00e9liminer les obstacles du march\u00e9 et \u00e0 soutenir l\u2019innovation afin que tous les clients puissent tirer parti de la transformation du march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie.<\/p>\n<p><strong>Une perspective ontarienne<sup>[22]<\/sup><\/strong><\/p>\n<p>Le programme de fracturation nette de l\u2019Ontario est entr\u00e9 en vigueur en 2006 avec l\u2019adoption du <em>R\u00e8glement sur la facturation nette<\/em><sup>[23]<\/sup>. Le R\u00e8glement exigeait que les distributeurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 permettent aux clients admissibles de produire et de livrer de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au distributeur et de recevoir un remboursement. Le client ne paierait que sa consommation nette d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. De cette fa\u00e7on, la compensation pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 retourn\u00e9e au r\u00e9seau serait la m\u00eame que le co\u00fbt pour recevoir de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 du r\u00e9seau. Les participants ne seraient pas compens\u00e9s pour l\u2019\u00e9nergie produite et retourn\u00e9e dans le r\u00e9seau qui d\u00e9passe la quantit\u00e9 re\u00e7ue du r\u00e9seau \u00e0 d\u2019autres moments. Les clients admissibles \u00e9taient ceux qui produisaient de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 uniquement \u00e0 partir de sources renouvelables (solaire, hydro\u00e9lectrique, biomasse ou \u00e9olienne) aux fins de leur propre consommation avec une capacit\u00e9 inf\u00e9rieure \u00e0 500\u00a0kW.<\/p>\n<p>Une deuxi\u00e8me option, plus populaire, pour les producteurs-consommateurs \u00e9tait le programme microFIT. Le programme microFIT a \u00e9t\u00e9 lanc\u00e9 en 2009, \u00e0 la suite de l\u2019adoption de la <em>Loi sur l\u2019\u00e9nergie verte et l\u2019\u00e9conomie verte<\/em>. Dans le cadre du programme microFIT, les producteurs-consommateurs re\u00e7oivent une compensation au titre d\u2019un syst\u00e8me tarifaire o\u00f9 toute l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite par le consommateur participant est vendue au r\u00e9seau \u00e9lectrique. La popularit\u00e9 du programme pourrait s\u2019expliquer par le prix g\u00e9n\u00e9reux (jusqu\u2019\u00e0 0,802\u00a0$\/kWh pour les panneaux solaires install\u00e9s sur le toit et 0,443\u00a0$\/kWh pour les installations solaires au sol au moment de la cr\u00e9ation du programme)<sup>[24]<\/sup>. Le consommateur n\u2019utilise pas directement l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite. Le programme microFIT, comme le programme actuel de fracturation nette, vise les projets de petite \u00e9chelle (moins de 10\u00a0kW) qui d\u00e9pendent uniquement de sources renouvelables. Le programme microFIT a cess\u00e9 d\u2019accepter de nouveaux participants en 2017, mais les d\u00e9tenteurs de contrats avec le programme microFIT (dont la dur\u00e9e peut atteindre 20\u00a0ans) continuent d\u2019\u00eatre compens\u00e9s pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite.<\/p>\n<p>Apr\u00e8s la fin du programme microFIT, l\u2019Ontario a indiqu\u00e9 qu\u2019il \u00e9largirait et am\u00e9liorerait son programme de fracturation nette. Plusieurs modifications ont \u00e9t\u00e9 apport\u00e9es au <em>R\u00e8glement sur la facturation nette <\/em>et ont \u00e9t\u00e9 mises en \u0153uvre dans les derni\u00e8res ann\u00e9es<sup>[25]<\/sup>. Parmi les principaux \u00e9l\u00e9ments \u00e0 noter, mentionnons les suivants\u00a0:<\/p>\n<ul>\n<li>La limite de capacit\u00e9 de 500\u00a0kW a \u00e9t\u00e9 \u00e9limin\u00e9e afin de permettre aux plus gros clients d\u2019adapter la taille de leurs syst\u00e8mes d\u2019\u00e9nergie renouvelable \u00e0 leur charge. Pour devenir admissibles au programme de fracturation nette, les clients doivent encore produire de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 principalement pour leur propre usage.<\/li>\n<li>Les g\u00e9n\u00e9rateurs d\u2019\u00e9nergie \u00e0 facturation nette continuent d\u2019ouvrir droit \u00e0 une compensation au m\u00eame tarif que celui de la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en tant que consommateurs. Bien qu\u2019on ait envisag\u00e9 d\u2019octroyer aux consommateurs un cr\u00e9dit \u00e9tabli selon un tarif de compensation \u00ab\u00a0fond\u00e9 sur la valeur\u00a0\u00bb, les intervenants ont exprim\u00e9 des pr\u00e9occupations quant au fait qu\u2019un tel tarif ne serait pas aussi transparent que l\u2019utilisation des tarifs de d\u00e9tail<sup>[26]<\/sup>.<\/li>\n<li>Les participants au programme de fracturation nette seront autoris\u00e9s \u00e0 reporter des cr\u00e9dits, jusqu\u2019\u00e0 un an, lorsque la quantit\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 envoy\u00e9e au r\u00e9seau d\u00e9passe la consommation d\u2019\u00e9nergie qu\u2019ils re\u00e7oivent du r\u00e9seau au cours d\u2019une p\u00e9riode de facturation donn\u00e9e. Ainsi, un participant ne peut pas g\u00e9n\u00e9rer plus d\u2019\u00e9nergie que celle n\u00e9cessaire \u00e0 sa propre consommation dans une ann\u00e9e, mais il peut le faire pendant certaines p\u00e9riodes de l\u2019ann\u00e9e.<\/li>\n<li>Un participant au programme de fracturation nette peut utiliser le stockage d\u2019\u00e9nergie en combinaison avec la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable et acheminer l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 du g\u00e9n\u00e9rateur ou du dispositif de stockage au r\u00e9seau.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Les modifications propos\u00e9es r\u00e9cemment au <em>R\u00e8glement sur la facturation nette <\/em>par le minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie de l\u2019Ontario permettraient, si elles \u00e9taient adopt\u00e9es, de proposer [traduction]\u00ab\u00a0des projets de d\u00e9monstration de fracturation nette communautaire<sup>[27]<\/sup>\u00a0\u00bb. La fracturation nette communautaire serait un arrangement permettant le transfert ou le partage de cr\u00e9dits des installations de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u2019une collectivit\u00e9 \u00e0 l\u2019aide de comptes regroupant des compteurs multiples. Les installations de production d\u2019\u00e9nergie renouvelable et potentiellement de stockage d\u2019\u00e9nergie int\u00e9gr\u00e9es seraient utilis\u00e9es pour approvisionner la collectivit\u00e9 et envoyer au r\u00e9seau toute production d\u00e9passant les besoins de celle-ci. En approvisionnant en \u00e9lectricit\u00e9 le r\u00e9seau, les comptes participants de la collectivit\u00e9 recevraient des cr\u00e9dits d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019ils pourraient utiliser pour compenser les co\u00fbts de consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 provenant du r\u00e9seau.<\/p>\n<p>\u00c0 l\u2019heure actuelle, rien n\u2019indique si ou quand l\u2019Ontario proc\u00e9dera \u00e0 des projets de d\u00e9monstration de fracturation nette communautaire, ni les r\u00e8gles et exigences particuli\u00e8res qui s\u2019appliqueront.<\/p>\n<p><strong>Facturation nette en Alberta<sup>[28]<\/sup><\/strong><\/p>\n<p>En vertu des dispositions du <em>Micro-generation Regulation<\/em><sup>[29]<\/sup>, la m\u00e9thode de facturation nette, plut\u00f4t que le mesurage net, est utilis\u00e9e pour calculer les cr\u00e9dits d\u2019\u00e9nergie et les frais de livraison. La facturation nette est la m\u00e9thode prescrite par la l\u00e9gislation de l\u2019Alberta pour compenser les clients pour le surplus d\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique livr\u00e9e au r\u00e9seau de distribution et pour facturer au client sa consommation d\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique provenant du r\u00e9seau.<\/p>\n<p>Le <em>Micro-generation Regulation <\/em>permet \u00e0 un client de recevoir un cr\u00e9dit sur sa facture d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour l\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique qu\u2019il livre au r\u00e9seau de distribution (production) pendant sa p\u00e9riode de facturation (habituellement un mois). Le cr\u00e9dit est \u00e9gal \u00e0 la quantit\u00e9 d\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique fournie au r\u00e9seau de distribution moins la quantit\u00e9 d\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique utilis\u00e9e par le client au cours de la p\u00e9riode de facturation, multipli\u00e9e par le tarif d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 du client. Ce tarif peut varier selon que le client utilise un tarif de d\u00e9tail r\u00e9glement\u00e9 ou qu\u2019il d\u00e9tient contrat concurrentiel fourni par son d\u00e9taillant.<\/p>\n<p>Pour faciliter le calcul, il faut un compteur bidirectionnel ayant deux registres distincts; le premier mesure la quantit\u00e9 totale d\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique fournie au client par le r\u00e9seau de distribution et le second mesure la quantit\u00e9 totale d\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique livr\u00e9e au r\u00e9seau de distribution par le client pendant la p\u00e9riode de facturation. Les frais de livraison sont calcul\u00e9s \u00e0 partir de la quantit\u00e9 totale d\u2019\u00e9nergie mesur\u00e9e dans le premier registre.<\/p>\n<p>Une fois que le d\u00e9taillant a accord\u00e9 le cr\u00e9dit au client, le <em>Micro-generation Regulation <\/em>oblige l\u2019Alberta System Operator (AESO) \u00e0 compenser les d\u00e9taillants pour les cr\u00e9dits accord\u00e9s \u00e0 leurs clients. \u00c0 son tour, l\u2019AESO r\u00e9cup\u00e8re le montant vers\u00e9 en compensation aux d\u00e9taillants par le biais de son tarif de transport. De cette fa\u00e7on, tous les contribuables financent les cr\u00e9dits de la facturation nette.<\/p>\n<p>La facturation nette diff\u00e8re du mesurage net, ce qui permettrait \u00e0 un client de r\u00e9duire la mesure de la consommation du consommateur par la quantit\u00e9 de production fournie au r\u00e9seau de distribution, ce qui se traduit par de plus grandes \u00e9conomies d\u2019\u00e9nergie et en frais de livraison.<\/p>\n<p>Selon l\u2019Alberta Electric System Operator, qui recueille les donn\u00e9es provinciales sur la micro-g\u00e9n\u00e9ration, on d\u00e9nombrait environ 6\u00a0700\u00a0sites de micro-g\u00e9n\u00e9ration, dont 95\u00a0% \u00e9taient de type solaire. La puissance install\u00e9e totale \u00e9tait d\u2019environ 103\u00a0000\u00a0kW. Le <em>Micro-generation Regulation <\/em>fixe la limite \u00e0 5\u00a0MW. Cependant, la micro-installation doit \u00eatre dimensionn\u00e9e de mani\u00e8re \u00e0 r\u00e9pondre \u00e0 la totalit\u00e9 ou \u00e0 une partie de la consommation annuelle totale d\u2019\u00e9nergie du client sur le site du client, c\u2019est-\u00e0-dire que la capacit\u00e9 totale nominale ne peut d\u00e9passer le moindre de 5\u00a0MW ou la consommation annuelle du client. Il n\u2019y a pas de limite quant \u00e0 la quantit\u00e9 d\u2019\u00e9nergie que la micro-installation peut vendre au r\u00e9seau \u00e0 condition que la micro-installation ait la taille appropri\u00e9e au moment de l\u2019approbation et de la construction.<\/p>\n<p>La capacit\u00e9 maximale est de 5\u00a0MW, et elle doit \u00eatre adapt\u00e9e \u00e0 la consommation du site (c.-\u00e0-d. qu\u2019elle ne peut pas \u00eatre surdimensionn\u00e9e de sorte qu\u2019elle approvisionne constamment le r\u00e9seau). Techniquement, une installation de panneaux solaires domestique pourrait vendre jusqu\u2019\u00e0 5\u00a0MW si telle est la consommation d\u2019\u00e9nergie du site. Il n\u2019y a pas de limite de puissance maximale. Il y a une diff\u00e9rence dans la fa\u00e7on dont elle est compens\u00e9e selon la taille de la micro-installation. Pour une installation de moins de 150\u00a0kW, le site obtient un compteur cumulatif bidirectionnel et le tarif d\u2019\u00e9nergie au d\u00e9tail. Les sites de 150\u00a0kW et plus obtiennent un compteur de mesurage d\u2019intervalles bidirectionnel et le prix commun applicable \u00e0 la p\u00e9riode de facturation. La puissance install\u00e9e des 6\u00a0630\u00a0sites solaires est de 94\u00a0572\u00a0kW. Cela repr\u00e9sente 14\u00a0kW par site. Par cons\u00e9quent, bon nombre des sites r\u00e9sidentiels ont une puissance de moins de 150\u00a0kW.<\/p>\n<p><strong>Le portrait national<\/strong><\/p>\n<p>Le mesurage net au Canada n\u2019a pas connu un succ\u00e8s retentissant. Une d\u00e9cision r\u00e9cente de la BCUC<sup>[30]<\/sup> indique \u00e0 la page\u00a013 que de 2004 \u00e0 2014, seulement 400\u00a0clients ayant une capacit\u00e9 install\u00e9e de 2,5\u00a0MW ont \u00e9t\u00e9 inscrits. Au 1er\u00a0mars\u00a02019, la participation totale \u00e9tait pass\u00e9e \u00e0 1\u00a0850\u00a0clients ayant une capacit\u00e9 install\u00e9e de 13\u00a0MW.<\/p>\n<p>Sur son site Web, BC Hydro explique en partie la raison de cette faible croissance. Un client r\u00e9sidentiel typique de la Colombie-Britannique consomme 11\u00a0000\u00a0kWh par ann\u00e9e. Une installation solaire typique sur un toit r\u00e9sidentiel offre une puissance de 4\u00a0kW avec 16\u00a0panneaux qui, en Colombie-Britannique, g\u00e9n\u00e8rent 4\u00a0400\u00a0kWh d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sur un an. Un syst\u00e8me solaire de cette taille co\u00fbte en moyenne 14\u00a0500\u00a0$, ce qui, selon la structure tarifaire de la Colombie-Britannique, exige 23\u00a0ans avant de r\u00e9cup\u00e9rer son investissement.<\/p>\n<p>\u00c0 la fin de 2020, on d\u00e9nombrait 43\u00a0000\u00a0installations solaires au Canada, comparativement \u00e0 2\u00a0millions aux \u00c9tats-Unis la m\u00eame ann\u00e9e. Les \u00c9tats-Unis avaient une puissance install\u00e9e de 75\u00a0000\u00a0MW en 2020 comparativement \u00e0 3\u00a0000\u00a0MW au Canada.<\/p>\n<p>Plus de la moiti\u00e9 des installations am\u00e9ricaines se trouvaient dans l\u2019\u00c9tat de la Californie, tandis que 90\u00a0% des installations canadiennes se trouvaient dans la province de l\u2019Ontario. Les chiffres de l\u2019Ontario ont \u00e9t\u00e9 \u00e9tablis en fonction du Programme de tarifs de rachat garantis (TRG) que le gouvernement de l\u2019Ontario a mis en place en 2009 et qui a \u00e9t\u00e9 utilis\u00e9 jusqu\u2019\u00e0 ce qu\u2019il soit abandonn\u00e9 en 2016.<\/p>\n<p>Lorsque le Programme de TRG a \u00e9t\u00e9 lanc\u00e9 en Ontario, l\u2019Ontario \u00e9tait un chef de file mondial dans le domaine de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne. En octobre\u00a02010, la plus grande centrale solaire au monde, d\u2019une puissance de 97\u00a0MW, \u00e9tait situ\u00e9e \u00e0 Sarnia, en Ontario. Ces derni\u00e8res ann\u00e9es, la production canadienne d\u2019\u00e9nergie solaire a \u00e9t\u00e9 relativement stagnante. En 2018, la capacit\u00e9 solaire du Canada \u00e9tait de 3\u00a0115\u00a0MW, et elle a atteint 3\u00a0325\u00a0MW en 2020. Les \u00c9tats-Unis, par comparaison, avaient une capacit\u00e9 solaire de 53\u00a0184\u00a0MW en 2018, laquelle a atteint 75\u00a0572\u00a0MW en 2020. En 2019, la capacit\u00e9 solaire du Canada avait chut\u00e9 au 19e\u00a0rang mondial.<\/p>\n<p><strong><em>Les efforts de r\u00e9forme<\/em><\/strong><\/p>\n<p>Les organismes de r\u00e9glementation du Canada et des \u00c9tats-Unis ont essay\u00e9 de r\u00e9former le mesurage net. L\u2019un des principaux objectifs \u00e9tait de d\u00e9terminer si le mesurage net pouvait \u00eatre \u00e9tendu d\u2019un seul client \u00e0 un groupe de clients. L\u2019attrait politique du mesurage net \u00e9tait qu\u2019il pouvait promouvoir l\u2019\u00e9nergie renouvelable tout en r\u00e9duisant le co\u00fbt de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour les contribuables. L\u2019opposition venait des services publics peu chauds \u00e0 l\u2019id\u00e9e de perdre de la demande ou des clients.<\/p>\n<p>Le programme le plus ambitieux a \u00e9t\u00e9 mis en \u0153uvre en Colombie-Britannique. Le 20\u00a0avril\u00a02019, BC Hydro a pr\u00e9sent\u00e9 une demande \u00e0 la British Columbia Utilities Commission (BCUC) pour modifier son programme de mesurage net. Celle-ci a soulev\u00e9 les protestations de 14 parties, g\u00e9n\u00e9r\u00e9 plus de 200\u00a0lettres de commentaires et men\u00e9 \u00e0 une d\u00e9cision finale de 52\u00a0pages rendue un an plus tard, en juin\u00a02020<sup>[31]<\/sup>. La partie la plus litigieuse de ce qui pr\u00e9c\u00e8de a \u00e9t\u00e9 la demande de BC Hydro de limiter la taille de l\u2019installation de production \u00e0 la charge annuelle des clients. Les services publics de toute l\u2019Am\u00e9rique du Nord soutiennent depuis longtemps que les clients qui utilisent le mesurage net ne devraient pas \u00eatre en mesure de g\u00e9n\u00e9rer un profit. L\u2019id\u00e9e de base \u00e9tait que les clients devraient pouvoir compenser le co\u00fbt de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019ils ont achet\u00e9e du service public par les revenus qu\u2019ils ont tir\u00e9s de la vente d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au service public. Selon les donn\u00e9es de la Colombie-Britannique, certains clients r\u00e9alisaient des profits importants, mais ils ne repr\u00e9sentaient qu\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 maximal de production.<\/p>\n<p>En 2014, la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario a men\u00e9 des consultations pour d\u00e9terminer si tous les tarifs de distribution r\u00e9sidentielle devraient \u00eatre remplac\u00e9s par des frais fixes. Auparavant, la facturation \u00e9tait divis\u00e9e entre des frais fixes et des frais variables. La raison invoqu\u00e9e \u00e9tait que le d\u00e9sir croissant des clients de produire leur propre \u00e9lectricit\u00e9 pourrait cr\u00e9er des probl\u00e8mes pour les distributeurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. La Commission a signifi\u00e9 clairement son appui \u00e0 la nouvelle technologie d\u2019autog\u00e9n\u00e9ration convoit\u00e9e par les clients.<\/p>\n<p>Le 2\u00a0avril\u00a02015, la Commission a lanc\u00e9 un processus visant \u00e0 effectuer la transition du mesurage net \u00e0 la facturation nette communautaire. Le 19\u00a0ao\u00fbt\u00a02016, le gouvernement de l\u2019Ontario a propos\u00e9 une forme de facturation nette communautaire ou de mesurage net virtuel. Cette proposition d\u00e9coulait du Plan \u00e9nerg\u00e9tique \u00e0 long terme de 2013 du gouvernement, dans lequel celui-ci avait indiqu\u00e9 qu\u2019il examinerait la possibilit\u00e9 que le programme de microproduction passe d\u2019un programme d\u2019achat de production \u00e0 un programme de mesurage net. La proposition du 19\u00a0ao\u00fbt comprenait les \u00e9l\u00e9ments suivants\u00a0:<\/p>\n<ul>\n<li>L\u2019exigence selon laquelle l\u2019\u00e9quipement utilis\u00e9 pour produire de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ne doit pas d\u00e9passer 500\u00a0kW en fonction de la capacit\u00e9 nominale maximale de l\u2019\u00e9quipement <strong>sera supprim\u00e9e<\/strong>.<\/li>\n<li>Le stockage et l\u2019envoi d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du r\u00e9seau de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et d\u2019un r\u00e9seau d\u2019\u00e9nergie renouvelable <strong>seront autoris\u00e9s<\/strong>.<\/li>\n<li>Les producteurs seront compens\u00e9s <strong>selon la m\u00eame base <\/strong>que les consommateurs pour leur consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/li>\n<li>Les transferts de cr\u00e9dit du mesurage net virtuel d\u2019une m\u00eame entit\u00e9 entre plusieurs comptes d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u00e9tenus par la m\u00eame personne ou soci\u00e9t\u00e9 <strong>seront autoris\u00e9s<\/strong>, \u00e0 condition que les titulaires des comptes soient situ\u00e9s dans le m\u00eame territoire desservi par les distributeurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et \u00e0 une distance maximale de 3\u00a0km.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Le gouvernement a d\u00e9clar\u00e9 que le projet de r\u00e8glement r\u00e9vis\u00e9 entrerait en vigueur le 1<sup>er<\/sup>\u00a0juillet\u00a02017. Toutefois, le 22\u00a0d\u00e9cembre\u00a02016, le gouvernement a d\u00e9cid\u00e9 de retirer la proposition de mesurage net communautaire virtuel.<\/p>\n<p>Le 8\u00a0octobre\u00a02020, le gouvernement de l\u2019Ontario a de nouveau lanc\u00e9 des consultations sur la fracturation nette virtuel en d\u00e9clarant ce qui suit\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Le minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie, du D\u00e9veloppement du Nord et des Mines propose d\u2019apporter des modifications au r\u00e8glement sur le Programme de facturation nette de l\u2019Ontario afin de permettre de faire la d\u00e9monstration de projets de facturation nette communautaire qui s\u2019appuient sur le cadre actuel de facturation nette. La facturation nette communautaire appuiera la cr\u00e9ation de projets novateurs comme les collectivit\u00e9s \u00e0 \u00e9nergie z\u00e9ro, en utilisant des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques distribu\u00e9es.<\/p>\n<p>Le gouvernement a demand\u00e9 aux parties int\u00e9ress\u00e9es de pr\u00e9senter des observations au plus tard le 22\u00a0novembre\u00a02020, sur des questions telles que\u00a0: 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 ou la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario.<\/p>\n<p><strong><em>Un appel au r\u00e9veil<\/em><\/strong><\/p>\n<p>Le 22\u00a0avril\u00a02021, lors d\u2019un sommet international sur le climat, le Canada s\u2019est engag\u00e9 \u00e0 r\u00e9duire les \u00e9missions de carbone de 40 \u00e0 45\u00a0% par rapport aux niveaux de 2005 d\u2019ici 2030. L\u2019objectif que le Canada s\u2019\u00e9tait fix\u00e9 lors des pourparlers de Paris en mati\u00e8re de climat en 2015 \u00e9tait une r\u00e9duction de 30\u00a0% d\u2019ici 2030. \u00c0 la m\u00eame r\u00e9union, l\u2019administration Biden s\u2019est engag\u00e9e \u00e0 r\u00e9duire les \u00e9missions des \u00c9.-U. de 50 \u00e0 52\u00a0% par rapport aux niveaux de 2005 d\u2019ici 2030. C\u2019\u00e9tait le double de ce que le pr\u00e9sident Barack Obama s\u2019\u00e9tait engag\u00e9 \u00e0 faire durant la m\u00eame p\u00e9riode.<\/p>\n<p>En d\u00e9cembre\u00a02020, le Canada a annonc\u00e9 un nouveau plan de lutte contre les changements climatiques intitul\u00e9 <em>Un environnement sain et une \u00e9conomie saine<\/em>, afin d\u2019acc\u00e9l\u00e9rer les initiatives de lutte contre les changements climatiques partout au pays<sup>[32]<\/sup>. Le plan comprenait 64\u00a0programmes diff\u00e9rents visant \u00e0 r\u00e9duire la pollution et \u00e0 b\u00e2tir une \u00e9conomie propre au co\u00fbt de 15\u00a0milliards de dollars. En avril\u00a02021, l\u2019administration Biden a annonc\u00e9 qu\u2019elle investirait 2\u00a0billions de dollars dans l\u2019\u00e9nergie propre au cours des quatre prochaines ann\u00e9es.<\/p>\n<p>L\u2019investissement mondial dans les \u00e9nergies renouvelables atteindra un sommet en 2021 et atteindra 16\u00a0billions de dollars d\u2019ici 2030. Qu\u2019est-ce que cela signifie pour la fracturation nette? En bref, cela signifie que les jours d\u2019inaction sont termin\u00e9s. Les organismes de r\u00e9glementation des provinces et des \u00c9tats et les organismes de r\u00e9glementation du gouvernement qui rel\u00e8vent d\u2019eux se concentreront sur la raison d\u2019\u00eatre originale de cet instrument de politique \u2014 la r\u00e9duction du carbone. Ils vont abandonner les restrictions artificielles mises en place durant la derni\u00e8re d\u00e9cennie.<\/p>\n<p>Le 18\u00a0mai\u00a02021, l\u2019Agence internationale de l\u2019\u00e9nergie, ou AIE, a publi\u00e9 un important rapport<sup>[33]<\/sup> intitul\u00e9 <em>Net Zero by 2050\u00a0: A Roadmap for the Global Energy Sector<\/em>. Il soulignait ce que doit faire le monde pour atteindre l\u2019objectif de z\u00e9ro \u00e9mission d\u2019ici 2050. Ce ne sera pas facile. Cela est plus difficile que la plupart des gens ne le pensent. En ce qui concerne la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir de l\u2019\u00e9nergie solaire, le rapport disait notamment ceci\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">\u00c0 court terme, le rapport d\u00e9crit une trajectoire nette z\u00e9ro qui exige le d\u00e9ploiement imm\u00e9diat et massif de toutes les technologies \u00e9nerg\u00e9tiques propres et efficaces disponibles, combin\u00e9 \u00e0 un effort mondial majeur pour acc\u00e9l\u00e9rer l\u2019innovation. La voie \u00e0 suivre pr\u00e9voit des ajouts annuels de panneaux solaires photovolta\u00efques pour atteindre 630\u00a0gigawatts d\u2019ici 2030 et de syst\u00e8mes d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne pour atteindre 390\u00a0gigawatts. Ensemble, cela repr\u00e9sente quatre fois le niveau record \u00e9tabli en 2020. En ce qui concerne l\u2019\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque, cela \u00e9quivaut \u00e0 installer chaque jour le plus grand parc solaire au monde.<\/p>\n<p><strong><em>La v\u00e9ritable solution<\/em><\/strong><\/p>\n<p>Si l\u2019Agence internationale de l\u2019\u00e9nergie a raison et qu\u2019une augmentation rapide de la production d\u2019\u00e9nergie solaire est essentielle si le Canada esp\u00e8re atteindre son objectif de d\u00e9carbonisation, nous avons besoin d\u2019une nouvelle strat\u00e9gie solaire. La production communautaire ne nous permettra pas d\u2019y arriver. En revanche, l\u2019\u00e9nergie solaire des entreprises locales de distribution (ELD) pourrait permettre d\u2019atteindre cet objectif. Pourquoi ne pas laisser les entreprises locales de distribution produire de l\u2019\u00e9nergie solaire? Pas tous les types de production \u2014 seulement la production d\u2019\u00e9nergie solaire. Depuis 100\u00a0ans, il y a une ligne dure entre la production et la distribution. Il en est ainsi parce qu\u2019au d\u00e9but, la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9tait un monopole naturel. Elle s\u2019appuyait sur d\u2019\u00e9normes centrales hydro\u00e9lectriques et, plus tard, d\u2019\u00e9normes centrales nucl\u00e9aires.<\/p>\n<p>La production d\u2019\u00e9nergie solaire n\u2019est pas un monopole naturel. Il s\u2019agit d\u2019une production de nature locale. Elle a besoin d\u2019un r\u00e9seau de distribution local, mais dans le cas de la plupart des syst\u00e8mes, il n\u2019y a pas de besoin de transport. Les distributeurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 locaux disposent de ressources consid\u00e9rables dans leurs collectivit\u00e9s. Si les ELD \u00e9taient autoris\u00e9es \u00e0 poss\u00e9der et \u00e0 exploiter la g\u00e9n\u00e9ration solaire, elles mettront en \u0153uvre le capital. Tout r\u00e9cemment, la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario a accept\u00e9 de laisser les ELD inclure la recharge des v\u00e9hicules \u00e9lectriques dans la base tarifaire parce qu\u2019elles ont d\u00e9clar\u00e9 qu\u2019il s\u2019agissait d\u2019une offre concurrentielle<sup>[34]<\/sup>. La production d\u2019\u00e9nergie solaire est \u00e9galement concurrentielle.<\/p>\n<p><strong><em>Une politique solaire nationale<\/em><\/strong><\/p>\n<p>L\u2019approche fragment\u00e9e, d\u00e9coulant des politiques de mesurage net \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du Canada, n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 couronn\u00e9e de succ\u00e8s. Le Canada continue de prendre du retard par rapport aux autres pays en mati\u00e8re de production d\u2019\u00e9nergie solaire. Si le Canada veut augmenter sa production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 solaire, il lui faudra une politique nationale coh\u00e9rente. Ce n\u2019est pas si difficile. Il doit toutefois r\u00e9pondre aux quatre questions suivantes\u00a0: qui sont les principaux clients? Qui sont les fournisseurs potentiels? Quels sont les obstacles r\u00e9glementaires et financiers?<\/p>\n<p>Les quatre clients strat\u00e9giques de la production d\u2019\u00e9nergie solaire sont les propri\u00e9taires de toits r\u00e9sidentiels et commerciaux, propri\u00e9taires de bornes de recharge pour v\u00e9hicules \u00e9lectriques, les titulaires d\u2019ententes d\u2019achat d\u2019\u00e9nergie d\u2019entreprise et les services publics locaux.<\/p>\n<p><strong>Installation solaire sur le toit\u00a0: <\/strong>Il n\u2019y a rien de mal \u00e0 produire de l\u2019\u00e9nergie solaire sur le toit. Ce n\u2019est pas une mauvaise id\u00e9e. Les toits sont d\u00e9j\u00e0 disponibles et sous eux, il y a un client. Ce qui manque, c\u2019est un soutien financier ad\u00e9quat. De toute \u00e9vidence, le mesurage net ne convient pas. Il y a trop de restrictions r\u00e9glementaires et pas assez de retour financier.<\/p>\n<p><strong>Recharge des VE\u00a0: <\/strong>Personne ne remet en question l\u2019adoption rapide des v\u00e9hicules \u00e9lectriques. Les voitures, les autobus et les camions \u00e0 essence contribuent de fa\u00e7on importante \u00e0 la quantit\u00e9 de carbone rejet\u00e9 dans l\u2019atmosph\u00e8re. Des bornes de recharge pour v\u00e9hicules \u00e9lectriques sont en cours de construction partout au pays. Elles auront besoin d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Cette \u00e9lectricit\u00e9 peut \u00eatre fournie par la production d\u2019\u00e9nergie solaire.<\/p>\n<p><strong>Accords d\u2019achat d\u2019\u00e9nergie\u00a0: <\/strong>Les grandes entreprises s\u2019engagent maintenant \u00e0 acheter leur \u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir de sources d\u2019\u00e9nergie renouvelable d\u2019ici 10 ou 20\u00a0ans. Il s\u2019agit de contrats d\u2019achat d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de 20\u00a0ans. Ces entreprises, qu\u2019il s\u2019agisse de Bloomberg, d\u2019Amazon ou de Microsoft, ne veulent pas poss\u00e9der ou exploiter un parc \u00e9olien ou solaire. Elles aimeraient toutefois acheter de l\u2019\u00e9nergie solaire dans le cadre de contrats \u00e0 long terme aupr\u00e8s d\u2019un fournisseur de bonne r\u00e9putation.<\/p>\n<p><strong>Services publics\u00a0: <\/strong>Dans tous les march\u00e9s au Canada, il y a un service public de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Ceux-ci sont appel\u00e9 une entreprise de distribution locale ou ELD. Dans chaque province, elles sont r\u00e9glement\u00e9es par un organisme provincial de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie. Bient\u00f4t, les actionnaires qui poss\u00e8dent ces services publics, qu\u2019il s\u2019agisse de gouvernements provinciaux, de municipalit\u00e9s ou d\u2019investisseurs priv\u00e9s, demanderont aux services publics d\u2019acheter la majeure partie de leur \u00e9lectricit\u00e9 aupr\u00e8s de sources d\u2019\u00e9nergie renouvelables. Pourquoi ne pas laisser ces services publics poss\u00e9der et exploiter leur propre syst\u00e8me de production d\u2019\u00e9nergie solaire?<\/p>\n<p>La prochaine question qu\u2019une politique nationale de l\u2019\u00e9nergie solaire doit aborder est la suivante\u00a0: qui deviendra un fournisseur d\u2019\u00e9nergie solaire? Une possibilit\u00e9 serait que ce soit l\u2019ELD desservant le territoire o\u00f9 r\u00e9side un client. Aujourd\u2019hui, cela est interdit par r\u00e8glement.<\/p>\n<p>La question suivante est de savoir quels sont les obstacles r\u00e9glementaires. L\u2019obstacle r\u00e9glementaire \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie solaire tient au fait qu\u2019il est interdit au fournisseur naturel, l\u2019entreprise de distribution locale ou ELD, de fournir le service. Cette interdiction est fond\u00e9e sur la vision s\u00e9culaire selon laquelle il existe une ligne rouge entre la distribution et la production.<\/p>\n<p>La production d\u2019\u00e9nergie solaire exige un traitement diff\u00e9rent. Contrairement aux grandes centrales hydro\u00e9lectriques ou nucl\u00e9aires, la production d\u2019\u00e9nergie solaire n\u2019est pas un monopole naturel. Il s\u2019agit d\u2019une petite production locale offerte dans un march\u00e9 concurrentiel. La nouvelle politique pourrait en fait exacerber cette concurrence.<\/p>\n<p><strong><em>Les obstacles r\u00e9glementaires<\/em><\/strong><\/p>\n<p>La production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au moyen de l\u2019\u00e9nergie solaire augmenterait consid\u00e9rablement au Canada si deux obstacles r\u00e9glementaires \u00e9taient \u00e9limin\u00e9s. Le premier est l\u2019interdiction pour les ELD de poss\u00e9der et d\u2019exploiter des installations de production d\u2019\u00e9nergie solaire et les installations de stockage connexes. Le deuxi\u00e8me est le refus des ELD de donner acc\u00e8s \u00e0 leur r\u00e9seau de distribution local \u00e0 d\u2019autres producteurs d\u2019\u00e9nergie solaire moyennant des frais d\u2019acc\u00e8s justes et raisonnables.<\/p>\n<p>Les organismes provinciaux de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie ont refus\u00e9 d\u2019\u00e9liminer ces obstacles ces 20\u00a0derni\u00e8res ann\u00e9es. Il est peu probable qu\u2019ils corrigent le tir dans un proche avenir. Toutefois, elles seraient probablement plus enclines \u00e0 le faire si elles \u00e9taient autoris\u00e9es \u00e0 poss\u00e9der et \u00e0 exploiter elles-m\u00eames des installations de production d\u2019\u00e9nergie solaire et \u00e0 utiliser cette \u00e9lectricit\u00e9 non seulement pour elles-m\u00eames, mais aussi \u00e0 la fournir \u00e0 des tiers.<\/p>\n<p>Il n\u2019y a rien de nouveau au sujet des frais d\u2019acc\u00e8s. Dans le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario, nous avons une longue exp\u00e9rience sous la forme de frais d\u2019acc\u00e8s aux poteaux. Les entreprises de c\u00e2blodistribution ont \u00e9t\u00e9 les premi\u00e8res \u00e0 souscrire \u00e0 ce r\u00e9gime<sup>[35]<\/sup>. Les compagnies de t\u00e9l\u00e9phone cellulaire ont ensuite embo\u00eet\u00e9 le pas<sup>[36]<\/sup>. La premi\u00e8re d\u00e9cision rendue en Ontario reposait sur un principe de l\u2019application du droit de la concurrence qui avait d\u2019abord \u00e9t\u00e9 appliqu\u00e9 dans l\u2019industrie de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Il s\u2019agit du \u00ab\u00a0essential facilities principle\u00a0\u00bb (principe des installations essentielles) \u00e9nonc\u00e9 dans l\u2019arr\u00eat <em>Otter Tail Power<\/em><sup>[37]<\/sup> de la Cour supr\u00eame des \u00c9tats-Unis. Le principe est que les entit\u00e9s qui contr\u00f4lent les installations essentielles doivent donner acc\u00e8s \u00e0 ces installations \u00e0 des prix justes et raisonnables.<\/p>\n<p>Il ne s\u2019agit pas de permettre aux concurrents des ELD de p\u00e9n\u00e9trer leur march\u00e9. Les ELD n\u2019ont jamais fourni de t\u00e9l\u00e9vision par c\u00e2ble ou de service cellulaire. Le m\u00eame probl\u00e8me s\u2019est pr\u00e9sent\u00e9 dans le secteur des t\u00e9l\u00e9communications lorsque des services de lignes directes concurrentielles se sont d\u00e9velopp\u00e9s au Canada et aux \u00c9tats-Unis. L\u2019organisme de r\u00e9glementation a accord\u00e9 l\u2019acc\u00e8s au r\u00e9seau de distribution local du transporteur monopolistique, que ce soit Bell Canada<sup>[38]<\/sup> ou AT&amp;T<sup>[39]<\/sup>. Il n\u2019y a pas beaucoup de diff\u00e9rence entre une compagnie de t\u00e9l\u00e9phone locale et un distributeur d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 local.<\/p>\n<p>Les entreprises d\u2019installation solaire existantes peuvent se plaindre d\u2019une concurrence d\u00e9loyale. Mais ce probl\u00e8me peut \u00eatre r\u00e9gl\u00e9 par l\u2019organisme de r\u00e9glementation. La d\u00e9cision de la California Public Service Commission en 2015<sup>[40]<\/sup> a cr\u00e9\u00e9 ce r\u00e9gime lorsqu\u2019elle a adopt\u00e9 le premier tarif des Distributed Energy Resource Services. Le service public, Southern California Gas, connu sous le nom de SoCal, a \u00e9t\u00e9 autoris\u00e9 en vertu de ce tarif \u00e0 poss\u00e9der et \u00e0 exploiter une installation technologique appel\u00e9e \u00ab\u00a0combined heat and power\u00a0\u00bb (centrale de cog\u00e9n\u00e9ration), sur les lieux du client ou \u00e0 proximit\u00e9. Le service public a \u00e9galement \u00e9t\u00e9 autoris\u00e9 \u00e0 fournir de l\u2019\u00e9nergie aux clients \u00e0 un tarif r\u00e9glement\u00e9.<\/p>\n<p>Le service public a \u00e9galement \u00e9t\u00e9 autoris\u00e9e \u00e0 fournir la production aux clients \u00e0 un tarif r\u00e9glement\u00e9<sup>[41]<\/sup>. La demande de la SoCal d\u00e9butait en faisant r\u00e9f\u00e9rence \u00e0 une politique californienne qui fixait un objectif de 4000\u00a0MW pour les nouvelles centrales de cog\u00e9n\u00e9ration \u00e0 l\u2019\u00e9chelle de l\u2019\u00c9tat d\u2019ici 2020<sup>[42]<\/sup>. Le service public a fait r\u00e9f\u00e9rence \u00e0 l\u2019\u00e9tude de la California Energy Commission, qui a conclu que le d\u00e9veloppement des centrales de cog\u00e9n\u00e9ration en Californie stagnait depuis un certain temps et que l\u2019\u00c9tat ne r\u00e9ussirait pas \u00e0 atteindre la moiti\u00e9 de l\u2019objectif fix\u00e9 au d\u00e9part. \u00c0 l\u2019aide de diverses exigences en mati\u00e8re de rapports et d\u2019\u00e9tablissement des tarifs, l\u2019organisme de r\u00e9glementation s\u2019est assur\u00e9 que la SoCal n\u2019allait pas se livrer \u00e0 des pratiques de prix d\u2019\u00e9viction qui donneraient \u00e0 la SoCal un avantage concurrentiel injuste. Ce n\u2019est pas un mod\u00e8le difficile \u00e0 reproduire.<\/p>\n<p><strong><em>Obstacles financiers<\/em><\/strong><\/p>\n<p>Il y a des obstacles r\u00e9glementaires, mais il y a aussi des obstacles financiers. Toute tentative d\u2019atteindre l\u2019objectif de r\u00e9duction des \u00e9missions de carbone du Canada exigera que le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral d\u00e9pense beaucoup d\u2019argent. Personne ne remet en question le fait que des investissements importants visant \u00e0 r\u00e9duire la quantit\u00e9 de carbone dans l\u2019atmosph\u00e8re sont dans l\u2019int\u00e9r\u00eat public.<\/p>\n<p>Bien que le mesurage net n\u2019ait pas \u00e9t\u00e9 couronn\u00e9 de succ\u00e8s au Canada, il ne fait aucun doute que les contrats de TRG pour l\u2019\u00e9nergie solaire en Ontario et en Alberta ont connu un franc succ\u00e8s.<\/p>\n<p>Une politique nationale sur l\u2019\u00e9nergie solaire devrait envisager de financer une partie des co\u00fbts de la construction de syst\u00e8mes \u00e0 panneaux solaires sur les toits, de la construction de panneaux solaires et de stockage dans les bornes de recharge pour v\u00e9hicules \u00e9lectriques, ainsi que des co\u00fbts de la construction de fermes solaires pouvant servir \u00e0 la fois les principaux clients et les services publics. Les service public sont important. La production d\u2019\u00e9nergie solaire \u00e0 l\u2019\u00e9chelle des services publics est l\u2019une des formes les plus efficaces de production d\u2019\u00e9nergie solaire. L\u2019organisme de r\u00e9glementation de l\u2019\u00c9tat de G\u00e9orgie a r\u00e9ussi \u00e0 r\u00e9duire consid\u00e9rablement les co\u00fbts de l\u2019\u00e9nergie en encourageant le service public Georgia Power \u00e0 passer \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie solaire \u00e0 grande \u00e9chelle.<\/p>\n<p><strong>UNE NOUVELLE STRAT\u00c9GIE<\/strong><\/p>\n<p>L\u2019Agence internationale de l\u2019\u00e9nergie\u00a0(AIE) all\u00e8gue, \u00e0 juste titre, que l\u2019\u00e9nergie solaire est un \u00ab\u00a0incontournable\u00a0\u00bb en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie renouvelable si l\u2019on veut atteindre les nouveaux objectifs climatiques. Les nouvelles technologies ont un r\u00f4le important \u00e0 jouer. Toutefois, cela prendra du temps, et cette perspective est incertaine. Or, les co\u00fbts de production de l\u2019\u00e9nergie solaire ont chut\u00e9 de fa\u00e7on spectaculaire, et de r\u00e9centes \u00e9tudes r\u00e9v\u00e8lent que\u00a034\u00a0% des nouvelles installations solaires sont d\u00e9sormais coupl\u00e9es \u00e0 un syst\u00e8me de stockage sur batteries, ce qui augmente consid\u00e9rablement leur efficacit\u00e9.<sup>[43]<\/sup><\/p>\n<p>L\u2019\u00e9nergie solaire est produite localement et, dans la plupart des cas, elle ne n\u00e9cessite pas de r\u00e9seaux de transmission co\u00fbteux et difficiles \u00e0 construire, comme c\u2019est le cas pour l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne. Plus important encore, le march\u00e9 solaire s\u2019est orient\u00e9 vers l\u2019\u00e9nergie solaire \u00e0 l\u2019\u00e9chelle des services publics, qui est\u00a020\u00a0% plus rentable que les panneaux solaires install\u00e9es sur les toits.<\/p>\n<p>Il faut cependant se doter d\u2019une nouvelle strat\u00e9gie en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie solaire. Il n\u2019y a aucune raison de d\u00e9laisser les panneaux solaires install\u00e9s sur les toits. Toutefois, ce march\u00e9 ne prend pas d\u2019ampleur, et cette situation ne changera pas. Il est important de s\u2019attaquer au march\u00e9 solaire en croissance, soit l\u2019\u00e9nergie solaire \u00e0 l\u2019\u00e9chelle des services publics. Ce service est maintenant, de loin, le type de production d\u2019\u00e9nergie solaire dominant aux \u00c9tats-Unis. Le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral devrait donc se pencher sur ce mode de production d\u2019\u00e9nergie.<\/p>\n<p>Le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral devrait inciter les entreprises locales de distribution au Canada \u00e0 investir dans l\u2019\u00e9nergie solaire \u00e0 l\u2019\u00e9chelle des services publics. Les ELD sont pr\u00e9sentes sur tous les march\u00e9s canadiens. Les gouvernements municipaux et provinciaux en sont propri\u00e9taires dans la plupart des cas. Or, ces gouvernements vont bient\u00f4t \u00e9tablir des exigences rigoureuses pour faire en sorte que ces services publics locaux n\u2019ach\u00e8tent que de l\u2019\u00e9nergie renouvelable, comme certains \u00c9tats am\u00e9ricains l\u2019ont fait.<sup>[44]<\/sup> Il convient d\u2019ajouter que si les propri\u00e9taires municipaux et provinciaux des ELD unissent leurs forces pour acheter des biens d\u2019\u00e9quipement, ils r\u00e9aliseront des \u00e9conomies substantielles.<\/p>\n<p>Aux \u00c9tats-Unis, le cr\u00e9dit d\u2019imp\u00f4t f\u00e9d\u00e9ral a jou\u00e9 un r\u00f4le d\u00e9terminant dans l\u2019essor des installations solaires. Une politique similaire pourrait \u00eatre adopt\u00e9e au Canada. Comme solution de rechange, il pourrait y avoir une contribution f\u00e9d\u00e9rale aux co\u00fbts de construction initiaux. Ce serait une strat\u00e9gie beaucoup plus rentable que les contrats de tarif de rachat garanti\u00a0(TRG) qui existent en Ontario et en Alberta. Ces provinces ont produit beaucoup d\u2019\u00e9nergie solaire, mais \u00e0 forts co\u00fbts.<\/p>\n<p>Un engagement national du gouvernement f\u00e9d\u00e9ral \u00e0 financer la construction d\u2019un r\u00e9seau national de production d\u2019\u00e9nergie solaire aidera non seulement le Canada \u00e0 atteindre ses objectifs de r\u00e9duction des \u00e9missions de carbone, mais aussi \u00e0 r\u00e9tablir l\u2019emploi \u00e0 son niveau d\u2019avant la pand\u00e9mie.<\/p>\n<ol class=\"footnote\">\n<li>Nous remercions Shivangi Pant de son aide \u00e0 la recherche dans la pr\u00e9paration du pr\u00e9sent document. Une version ant\u00e9rieure de ce document a \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sent\u00e9e le 29 mars 2021 au Bank of America Securities Group.<br \/>\n<span style=\"display: inline-block; padding: 10px 0;\">*Ahmad Faruqui et Agustin J. Ros sont \u00e9conomistes du Brattle Group, o\u00f9 ils occupent le poste Associ\u00e9 principal. Agustin J. Ros est \u00e9galement professeur auxiliaire \u00e0 Brandeis University. Les opinions exprim\u00e9es dans le pr\u00e9sent document sont enti\u00e8rement les leurs et non celles de leurs employeurs. Gordon Kaiser est arbitre et avocat chez Energy Arbitration LLP \u00e0 Toronto et Washington DC. Il a \u00e9t\u00e9 vice-pr\u00e9sident de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario. Veuillez adresser vos commentaires \u00e0 <a href=\"mailto:ahmad.faruqui@brattle.com\">ahmad.faruqui@brattle.com<\/a>.<\/span><\/li>\n<li>Ahmad Faruqui, \u00ab Rebuttal Testimony of Ahmad Faruqui for Duke Energy Carolinas, LCC and Duke Energy Progress, LLC \u00bb (22 f\u00e9vrier 2021) \u00e0 la p 18, en ligne (pdf) : <em>Public Service Commission of South Carolina<\/em> &lt;<a href=\"https:\/\/dms.psc.sc.gov\/Attachments\/Matter\/d16b5e79-5aa3-41fe-b69b-76580def3e14\">dms.psc.sc.gov\/Attachments\/Matter\/d16b5e79-5aa3-41fe-b69b-76580def3e14<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Re Order Instituting Rulemaking to Revisit Net Energy Metering Tariffs Pursuant to Decision D.1601044, and to Address Other Issues Related to Net Energy Metering <\/em>(3 septembre 2020), R.20-08-020, en ligne (pdf) : California Public Utilities Commission &lt;<a href=\"http:\/\/docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Published\/G000\/M346\/K286\/346286700.PDF\">docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Published\/G000\/M346\/K286\/346286700.PDF<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>\u00ab Joint Proposal of Pacific Gas and Electric Company (U 39-E), San Diego Gas &amp; Electric Company (U 902-E) and Southern California Edison Company \u00bb (U 338-E) (15 mars 2021), en ligne (pdf) : <em>California Public Utilities<\/em> <em>Commission <\/em>&lt;<a href=\"http:\/\/docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Efile\/G000\/M371\/K711\/371711892.PDF\">docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Efile\/G000\/M371\/K711\/371711892.PDF<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Le Natural Resources Defense Council a propos\u00e9 de r\u00e9duire la compensation pour l\u2019exportation \u00e9nerg\u00e9tique \u00e0 un niveau qui maintiendrait la p\u00e9riode de remboursement \u00e0 10 ans.<\/li>\n<li>\u00abProposal of the Solar Energy Industries Association and Vote Solar for a Net Energy Metering Successor General Market Tariff \u00bb (15 mars 2021), en ligne (pdf) : <em>California Public Utilities Commission<\/em> &lt;<a href=\"http:\/\/docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Efile\/G000\/M371\/K664\/371664442.PDF\">docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Efile\/G000\/M371\/K664\/371664442.PDF<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>PG&amp;E, \u00ab Electric Schedule EV2 \u00bb (21 juin 2019), (derni\u00e8re consultation le 5 mai 2021), en ligne (pdf) : &lt;<a href=\"http:\/\/www.pge.com\/tariffs\/assets\/pdf\/tariffbook\/ELEC_SCHEDS_EV2%20(Sch).pdf\">www.pge.com\/tariffs\/assets\/pdf\/tariffbook\/ELEC_SCHEDS_EV2%20(Sch).pdf<\/a>&gt;<\/li>\n<li>\u00ab Joint Proposal of Pacific Gas and Electric Company (U 39-E) San Diego Gas &amp; Electric Company (U 902-E) and Southern California Edison Company (U 338-E) \u00bb (15 mars 2021), en ligne (pdf) : <em>California Public Utilities<\/em> <em>Commission <\/em>&lt;<a href=\"http:\/\/docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Efile\/G000\/M371\/K711\/371711892.PDF\">docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Efile\/G000\/M371\/K711\/371711892.PDF<\/a>&gt;<\/li>\n<li><em>Supra<\/em>, note 6.<\/li>\n<li>Les r\u00e9sultats que nous citons dans cette section proviennent du travail de consultation effectu\u00e9 \u00e0 ce jour ainsi que d\u2019un document de travail intitul\u00e9 \u00ab Residential Rooftop Solar Demand and the Impact of NEM Compensation and Residential Electricity Prices \u00bb. Veuillez communiquer avec l\u2019auteur pour obtenir une copie de ce document.<\/li>\n<li><em>Re British Columbia Hydro and Power Authority <\/em>(10 Mars 2004), G-26-04, en ligne: British Columbia Utilities Commission &lt;<a href=\"http:\/\/www.ordersdecisions.bcuc.com\/bcuc\/orders\/en\/115431\/1\/document.do\">www.ordersdecisions.bcuc.com\/bcuc\/orders\/en\/115431\/1\/document.do<\/a>&gt; [<em>BC Hydro<\/em>].<\/li>\n<li>David Morton, pr\u00e9sident et directeur g\u00e9n\u00e9ral, British Columbia Utilities Commission<\/li>\n<li><em>BC Hydro<\/em>,<em> supra <\/em>note 11.<\/li>\n<li><em>Re British Columbia Hydro and Power Authority <\/em>(29 janvier 2009), G-4-09, Appendix A \u00e0 la p 2, en ligne: British Columbia Utilities Commission &lt;<a href=\"http:\/\/www.ordersdecisions.bcuc.com\/bcuc\/orders\/en\/117003\/1\/document.do\">www.ordersdecisions.bcuc.com\/bcuc\/orders\/en\/117003\/1\/document.do<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Re British Columbia Hydro and Power Authority <\/em>(14 mai 2012), G-57-12, Appendix A aux pp 12, 20\u201321, en ligne: British Columbia Utilities &lt;<a href=\"http:\/\/www.ordersdecisions.bcuc.com\/bcuc\/orders\/en\/118517\/1\/document.do\">www.ordersdecisions.bcuc.com\/bcuc\/orders\/en\/118517\/1\/document.do<\/a>&gt; [<em>BC<\/em> <em>Hydro 2<\/em>].<\/li>\n<li>Le Programme d\u2019offre standard (POS) fournit un contrat d\u2019achat d\u2019\u00e9nergie simplifi\u00e9 pour les exploitants de g\u00e9n\u00e9rateurs propres admissibles de 100 kW \u00e0 15 MW. Le programme a \u00e9t\u00e9 suspendu en 2019.<\/li>\n<li><em>BC Hydro <\/em>2,<em> supra <\/em>note 15, Appendix A aux pp 7, 44, 48, 50.<\/li>\n<li><em>Ibid<\/em>, Appendix A aux pp 43\u201350.<\/li>\n<li><em>Re British Columbia Hydro And Power Authority <\/em>(23 juin 2020), G-168-20 \u00e0 la p 7, online: British Columbia Utilities &lt;<a href=\"http:\/\/www.ordersdecisions.bcuc.com\/bcuc\/decisions\/en\/481549\/1\/document.do\">www.ordersdecisions.bcuc.com\/bcuc\/decisions\/en\/481549\/1\/document.do<\/a>&gt; [<em>BC Hydro and Power<\/em>].<\/li>\n<li><em>Ibid <\/em>aux pp 29, 32, 35, 47, 53<\/li>\n<li>BC Hydro, \u201cNet Metering Evaluation Report No. 5\u201d (30 octobre 2020) aux pp 4, 18, 42, 64; <em>BC Hydro<\/em> 2, <em>supra<\/em> note 15, Appendix A \u00e0 la p 16.<\/li>\n<li>David Stevens, Associ\u00e9, Aird &amp; Berlis, Toronto<\/li>\n<li>R\u00e8gl de l\u2019Ont 541\/05 \u00e9tabli en vertu de la <em>Loi de 1998 sur la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario<\/em>, LO 1998, c 15, annexe B.<\/li>\n<li>Ce prix est consid\u00e9rablement plus \u00e9lev\u00e9 que le montant cr\u00e9dit\u00e9 aux fins de la fracturation nette, qui est fond\u00e9 sur un prix \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du r\u00e9seau pour toute l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (y compris la production hydro\u00e9lectrique et nucl\u00e9aire relativement peu co\u00fbteuse).<\/li>\n<li>Voir Registre environnemental de l\u2019Ontario, \u00ab Modifications propos\u00e9es au R\u00e8glement de l\u2019Ontario 541\/05 : (Net metering) ou adoption d\u2019un nouveau r\u00e8glement (\u00e0 d\u00e9terminer) pris en application de la Loi de 1998 sur la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario \u00bb (8 mai 2018), en ligne : &lt;<a href=\"http:\/\/ero.ontario.ca\/fr\/notice\/013-1913\">ero.ontario.ca\/fr\/notice\/013-1913<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Voir par ex Ontario Sustainable Energy Association (OSEA), \u00ab RE: Feedback to the Ministry of Energy\u2019s Consultation on Net Metering\/Self-Consumption Concept Proposal \u00bb (23 octobre 2015), en ligne (pdf): &lt;<a href=\"http:\/\/ontario-sea.org\/resources\/Documents\/Old%20Website%20files\/7465_OSEA_Feedback_Net_Metering_Self-Consumption_FIN.pdf\">ontario-sea.org\/resources\/Documents\/Old%20Website%20files\/7465_OSEA_Feedback_Net_Metering_Self-Consumption_FIN.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Voir Registre environnemental de l\u2019Ontario, \u00ab Modifications apport\u00e9es au r\u00e8glement sur le Programme de facturation nette de l\u2019Ontario afin de soutenir les syst\u00e8mes d\u2019\u00e9nergie communautaires \u00bb (8 octobre 2020), en linge : &lt;<a href=\"http:\/\/ero.ontario.ca\/fr\/notice\/019-2531\">ero.ontario.ca\/fr\/notice\/019-2531<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Bob Heggie, directeur g\u00e9n\u00e9ral, Alberta Utilities Commission.<\/li>\n<li><em>Micro-generation Regulation<\/em>, Alta Reg 27\/2008.<\/li>\n<li><em>BC Hydro and Power<\/em>,<em> supra <\/em>note 19.<\/li>\n<li><em>Ibid<\/em>.<\/li>\n<li>Le tr\u00e8s honorable Justin Trudeau, \u00ab Le premier ministre annonce le plan climatique renforc\u00e9 du Canada pour prot\u00e9ger l\u2019environnement, cr\u00e9er des emplois et soutenir les communaut\u00e9s \u00bb (11 d\u00e9cembre 2020), en ligne: &lt;<a href=\"http:\/\/pm.gc.ca\/fr\/nouvelles\/communiques\/2020\/12\/11\/premier-ministre-annonce-plan-climatique-renforce-du-canada\">pm.gc.ca\/fr\/nouvelles\/communiques\/2020\/12\/11\/premier-ministre-annonce-plan-climatique-renforce-du-canada<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>International Energy Agency, \u00ab Net Zero by 2050: A Road Map for the Global Energy Sector \u00bb (mai 2021), en ligne (pdf): &lt;<a href=\"https:\/\/iea.blob.core.windows.net\/assets\/4482cac7-edd6-4c03-b6a2-8e79792d16d9\/NetZeroby2050-ARoadmapfortheGlobalEnergySector.pdf\">iea.blob.core.windows.net\/assets\/4482cac7-edd6-4c03-b6a2-8e79792d16d9\/NetZeroby2050-ARoadmapfortheGlobalEnergySector.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, Bulletin, \u00ab Electric Vehicle Charging \u00bb (7 juillet 2016), en ligne (pdf): &lt;<a href=\"http:\/\/www.oeb.ca\/oeb\/_Documents\/Documents\/OEB_Bulletin_EV_Charging_20160707.pdf\">www.oeb.ca\/oeb\/_Documents\/Documents\/OEB_Bulletin_EV_Charging_20160707.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Re Canadian Cable Television Association <\/em>(7 mars 2005), RP-2003-0249, online: Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario &lt;<a href=\"http:\/\/www.oeb.ca\/documents\/communications\/pressreleases\/2005\/press_release_ccta_decision_080305.pdf\">www.oeb.ca\/documents\/communications\/pressreleases\/2005\/press_release_ccta_decision_080305.pdf<\/a>&gt;; <em>In re Ottawa Cablevision Ltd. et al. and Bell Canada<\/em>, (1973) CTC 522 autorisation de pourvoi \u00e0 la CAF refus\u00e9e (1974) 1 FC 373; <em>Re Bell Canada, Tariff for Use of Support Structures by Cable Television Licensees<\/em> (27 mai 1997), Telecom decision CRTC 77-6.<\/li>\n<li>\u00ab Report of the Ontario Energy Board Wireline Pole Attachment Charges \u00bb (22 mars 2018), EB-2015-0304, en ligne: Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario &lt;<a href=\"https:\/\/www.rds.oeb.ca\/CMWebDrawer\/Record\/603122\/File\/document\">www.rds.oeb.ca\/CMWebDrawer\/Record\/603122\/File\/document<\/a>&gt;; <em>Rogers Communication Canada Inc. v Ontario Energy Board<\/em>, 2020 ONSC 6549.<\/li>\n<li><em>Otter Tail Power Co. v United States<\/em>, 410 US 366 (1973); voir aussi<em> United States v Terminal Railroad Association<\/em>, 224 US 383 (1912).<\/li>\n<li><em>Re CNCP Telecommunications, Interconnection with Bell Canada <\/em>(1979), CRTC 79-11 au pp 277\u201378.<\/li>\n<li><em>MCI Communications v AT&amp;T<\/em>, 708 F.2d 1081 aux pp 1132\u201333 (7e cir) Cert. denied 464 US 891 (1983).<\/li>\n<li><em>Re Application of Southern California Gas Company, Distributed Energy Resource Tariff <\/em>(22 octobre 2015), 14\u201308-007, en ligne: California Public Utilities Commission &lt;<a href=\"https:\/\/docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Published\/G000\/M155\/K368\/155368743.PDF\">docs.cpuc.ca.gov\/PublishedDocs\/Published\/G000\/M155\/K368\/155368743.PDF<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Voir Gordon Kaiser, \u00ab La d\u00e9cision Southern California Gas : le premier tarif de Minir\u00e9seau \u00bb (2015) 3:4 Publication Trimestrielle sur la r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie 61.<\/li>\n<li>ICF International, Inc., \u00abCombined Heat and Power: Policy Analysis, and 2011-2030 Market Assessment\u00bb (f\u00e9vrier 2012), en ligne (pdf ): &lt;<a href=\"http:\/\/www.ourenergypolicy.org\/wp-content\/uploads\/2014\/05\/icf.pdf\">www.ourenergypolicy.org\/wp-content\/uploads\/2014\/05\/icf.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>\u00c0 la fin de l\u2019ann\u00e9e 2020, les propri\u00e9taires de panneaux solaires repr\u00e9sentant 462 GW avaient fait une demande d\u2019interconnexion au r\u00e9seau \u00e9lectrique, auxquelles s\u2019ajoutaient 200 GW de capacit\u00e9 de stockage sur batteries. Or, <span class=\"nowrap\">34 %<\/span> de la production solaire (159 GW) \u00e9tait associ\u00e9e au stockage au moyen d\u2019une application hybride. Un an plus t\u00f4t, 28 % de la production solaire propos\u00e9e \u00e9tait coupl\u00e9e \u00e0 du stockage sur batteries; Joseph Rand et al, \u00ab Characteristics of Power Plants Seeking Transmission Interconnection at the End of 2020 \u00bb (mai 2021), en ligne (pdf) : &lt;<a href=\"http:\/\/escholarship.org\/content\/qt5jd5x0q9\/qt5jd5x0q9_noSplash_b3df6e4c091ce068e60a195dc94e3271.pdf\">escholarship.org\/content\/qt5jd5x0q9\/qt5jd5x0q9_noSplash_b3df6e4c091ce068e60a195dc94e3271.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>La <em>Clean Energy Transformation Act<\/em> adopt\u00e9e par l\u2019\u00c9tat de Washington exige que tous les services publics d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019\u00c9tat atteignent la carboneutralit\u00e9 d\u2019ici 2030 et qu\u2019ils produisent de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 enti\u00e8rement propre d\u2019ici 2045.<\/li>\n<\/ol>\n<p><\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>Dans le cadre de la facturation nette de l\u2019\u00e9nergie (FNE), l\u2019achat et la vente d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 se font au m\u00eame tarif. 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