{"id":4981,"date":"2024-04-08T18:03:34","date_gmt":"2024-04-08T18:03:34","guid":{"rendered":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/?p=4981"},"modified":"2024-04-08T18:03:34","modified_gmt":"2024-04-08T18:03:34","slug":"the-energy-transition-stranded-assets-and-agile-regulation","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/the-energy-transition-stranded-assets-and-agile-regulation","title":{"rendered":"La transition \u00e9nerg\u00e9tique, les actifs d\u00e9laiss\u00e9s et la r\u00e8glementation agile"},"content":{"rendered":"<p><strong>INTRODUCTION<\/strong><\/p>\n<p>Les politiques de lutte contre les changements climatiques dans le monde entier ont eu un impact significatif sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie. Le pr\u00e9sent article traite des trois premi\u00e8res affaires canadiennes qui ont port\u00e9 sur l\u2019impact de la transition \u00e9nerg\u00e9tique sur les actifs d\u00e9laiss\u00e9s. Il traite \u00e9galement de l\u2019impact de la transition \u00e9nerg\u00e9tique sur la pratique et la proc\u00e9dure en mati\u00e8re de r\u00e8glementation \u00e9nerg\u00e9tique.<\/p>\n<p>Cet article vise \u00e9galement \u00e0 explorer ce que nous appelons aujourd\u2019hui la r\u00e8glementation agile, soit une nouvelle forme de r\u00e8glementation qui n\u00e9cessite que l\u2019on fasse preuve d\u2019innovation et de souplesse en temps r\u00e9el pour r\u00e9pondre aux exigences de la transition \u00e9nerg\u00e9tique. Les affaires que nous examinons ont \u00e9t\u00e9 trait\u00e9es par trois organismes de r\u00e8glementation qui se situent dans trois diff\u00e9rentes provinces\u00a0: l\u2019Ontario, la Colombie\u2011Britannique et la Nouvelle\u2011\u00c9cosse.<\/p>\n<p>Les trois affaires ont trait \u00e0 un principe fondamental du droit des services publics qui pr\u00e9voit que les entreprises de ce secteur ne peuvent r\u00e9cup\u00e9rer que le co\u00fbt des immobilisations qui sont \u00ab\u00a0utilis\u00e9es et utiles\u00a0\u00bb. La notion d\u2019utilisation et d\u2019utilit\u00e9 fait partie depuis longtemps du droit canadien<sup>[1]<\/sup> et am\u00e9ricain<sup>[2]<\/sup>. La d\u00e9cision de la Cour supr\u00eame du Canada dans l\u2019affaire <em>ATCO<\/em><sup>[3]<\/sup> indique clairement que les actifs qui ne sont plus n\u00e9cessaires pour r\u00e9pondre aux besoins des services publics ne peuvent pas \u00eatre inclus dans les actifs r\u00e8glement\u00e9s et consid\u00e9r\u00e9s comme faisant partie de la base tarifaire.<\/p>\n<p>La transition \u00e9nerg\u00e9tique est confront\u00e9e \u00e0 la r\u00e8gle \u00ab\u00a0d\u2019utilisation et d\u2019utilit\u00e9\u00a0\u00bb tous les jours pour un certain nombre de raisons. Premi\u00e8rement, la transition \u00e9nerg\u00e9tique entra\u00eene d\u2019importantes d\u00e9penses en immobilisations dans de nouvelles technologies dont certaines ne fonctionneront pas<sup>[4]<\/sup>. Si la technologie ne fonctionne pas, elle ne sera pas utilis\u00e9e ni utile. Deuxi\u00e8mement, la nouvelle technologie peut rendre inutile la technologie existante ou r\u00e9duire sa dur\u00e9e de vie utile.<\/p>\n<p><strong>LES D\u00c9CISIONS<\/strong><strong>\u00a0<\/strong><\/p>\n<p><strong>Ontario<\/strong><\/p>\n<p>Le 21\u00a0d\u00e9cembre\u00a02023, la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario\u00a0(CEO) a rendu une d\u00e9cision de 145\u00a0pages dans le cadre d\u2019une demande tarifaire d\u00e9pos\u00e9e par Enbridge Gas Inc.\u00a0(Enbridge) \u00e0 l\u2019issue d\u2019une audience de 18\u00a0jours<sup>[5]<\/sup>. La participation \u00e0 cette audience n\u2019a pas manqu\u00e9. En effet, la Commission a examin\u00e9 les m\u00e9moires de 20\u00a0intervenants et 385\u00a0lettres de commentaires. Dans un communiqu\u00e9 de presse publi\u00e9 le m\u00eame jour, la Commission a soulign\u00e9 qu\u2019il s\u2019agissait de la premi\u00e8re proc\u00e9dure de la CEO \u00e0 examiner une demande de tarification du gaz naturel dans le contexte de la transition \u00e9nerg\u00e9tique.<\/p>\n<p>La premi\u00e8re section de la d\u00e9cision Enbridge expose les principales conclusions de la Commission concernant la transition \u00e9nerg\u00e9tique\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<ol style=\"padding-left: 40px;\">\n<li>La transition \u00e9nerg\u00e9tique pose le risque que les actifs utilis\u00e9s pour desservir les clients actuels et nouveaux d\u2019Enbridge soient d\u00e9laiss\u00e9s. Enbridge n\u2019a pas fourni d\u2019\u00e9valuation ad\u00e9quate de ce risque pour d\u00e9montrer que son plan de d\u00e9penses en immobilisations est prudent. Le risque d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s affecte tous les aspects du r\u00e9seau d\u2019Enbridge ainsi que ses propositions de d\u00e9penses en immobilisations pour l\u2019expansion et le renouvellement du r\u00e9seau.<\/li>\n<li>La CEO a r\u00e9duit de 250 millions de dollars le budget des immobilisations global propos\u00e9 pour 2024. On s\u2019attend \u00e0 ce qu\u2019Enbridge suive son processus de priorisation des projets pour tenir compte de cette r\u00e9duction de l\u2019enveloppe. La CEO n\u2019a pas accept\u00e9 l\u2019actuel plan de gestion des actifs comme base pour soutenir les investissements en immobilisations propos\u00e9s.<\/li>\n<li>En ce qui concerne le plan de d\u00e9penses en immobilisations propos\u00e9 pour l\u2019expansion du r\u00e9seau, la CEO a d\u00e9termin\u00e9 que pour les raccordements de clients \u00e0 faible volume, l\u2019horizon de revenus qu\u2019Enbridge utilise pour d\u00e9terminer la faisabilit\u00e9 \u00e9conomique des nouveaux raccordements doit \u00eatre r\u00e9duit de 40 ans \u00e0 z\u00e9ro ann\u00e9e, r\u00e9duisant ainsi le risque d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s pour ces nouveaux raccordements \u00e0 z\u00e9ro ann\u00e9e, \u00e0 compter du\u00a01<sup>er\u00a0<\/sup>janvier\u00a02025<sup>[6]<\/sup>.<\/li>\n<\/ol>\n<p>Enbridge Gas Inc. est la plus grande entreprise de distribution de gaz naturel au Canada, desservant plus de 3,5\u00a0millions de clients. L\u2019entreprise est issue de la fusion, en\u00a02018, d\u2019Enbridge Gas Distribution Inc. et d\u2019Union Gas Limited. Il s\u2019agit de la premi\u00e8re demande de hausse tarifaire fond\u00e9e sur le co\u00fbt des services depuis que la fusion des deux entreprises.<\/p>\n<p>Il s\u2019agit essentiellement d\u2019un dossier tarifaire. Toutefois, l\u2019\u00e9l\u00e9ment qui a domin\u00e9 la demande et la d\u00e9cision \u00e9tait la question trois \u00e9nonc\u00e9e ci-dessus. Il s\u2019agit de la d\u00e9cision de la CEO de r\u00e9duire de 40\u00a0ans \u00e0 z\u00e9ro l\u2019horizon de revenus pour les raccordements des clients \u00e0 faible volume. Le raccordement d\u2019un client au gaz co\u00fbte \u00e0 Enbridge un peu plus de 4\u00a0000\u00a0dollars. En r\u00e9duisant ce chiffre \u00e0 z\u00e9ro, les nouveaux clients devaient payer d\u2019embl\u00e9e le co\u00fbt total du raccordement. La CEO a estim\u00e9 que cela permettait d\u2019\u00e9viter tout risque d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s.<\/p>\n<p>La CEO a conclu que la compagnie de gaz avait compl\u00e8tement ignor\u00e9 l\u2019impact de la transition \u00e9nerg\u00e9tique et suppos\u00e9 qu\u2019il s\u2019agissait d\u2019un \u00ab\u00a0maintien du statu quo\u00a0\u00bb\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">La CEO conclut que la proposition d\u2019Enbridge Gas n\u2019est pas adapt\u00e9e \u00e0 la transition \u00e9nerg\u00e9tique et qu\u2019elle augmente le risque d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s ou sous-utilis\u00e9s, un risque qui doit \u00eatre att\u00e9nu\u00e9. En particulier, Enbridge Gas ne s\u2019est pas acquitt\u00e9e du fardeau de d\u00e9montrer que le plan de d\u00e9penses en immobilisations qu\u2019elle propose dans son plan de gestion des actifs est prudent et qu\u2019elle a tenu compte comme il se doit du risque d\u00e9coulant de la transition \u00e9nerg\u00e9tique.<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Deux th\u00e8mes importants sont apparus au cours de cette proc\u00e9dure\u00a0:<\/p>\n<ul style=\"padding-left: 80px;\">\n<li>la politique sur les changements climatiques entra\u00eene une transition \u00e9nerg\u00e9tique qui entra\u00eene un risque d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s;<\/li>\n<li>la fa\u00e7on habituelle de faire les choses n\u2019est plus viable.<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[\u2026]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Comme l\u2019a indiqu\u00e9 le personnel de la CEO,<\/p>\n<p style=\"padding-left: 80px;\">Enbridge Gas pr\u00e9voit de continuer \u00e0 ajouter de nouveaux clients et \u00e0 \u00e9largir sa base tarifaire selon une approche qui semble reposer sur le \u00ab\u00a0maintien du statu quo\u00a0\u00bb.<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[\u2026]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Face \u00e0 la transition \u00e9nerg\u00e9tique, il incombe \u00e0 Enbridge Gas de d\u00e9montrer que le plan de d\u00e9penses en immobilisations que l\u2019entreprise propose dans son plan de gestion des actifs est prudent et qu\u2019elle a tenu compte de mani\u00e8re appropri\u00e9e des risques li\u00e9s \u00e0 la transition \u00e9nerg\u00e9tique.<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Le dossier montre clairement qu\u2019Enbridge Gas ne l\u2019a pas fait. Enbridge Gas a adopt\u00e9 la position selon laquelle il n\u2019y a pas de risque d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s aux fins de l\u2019\u00e9tablissement des tarifs pour\u00a02024. Cette position n\u2019est pas logique<sup>[7]<\/sup>.<\/p>\n<p>Il y a eu beaucoup de controverse quant \u00e0 savoir si l\u2019horizon de revenus devait \u00eatre z\u00e9ro ou une p\u00e9riode plus longue. Les estimations des chiffres sont devenues un jeu de devinette. Enbridge \u00e9tait pr\u00eate \u00e0 passer provisoirement de 40 \u00e0 30\u00a0ans si la p\u00e9riode d\u00e9finitive pouvait \u00eatre d\u00e9termin\u00e9e lors d\u2019une audience distincte. Le personnel de la Commission et un membre de celle-ci se sont mis d\u2019accord sur une p\u00e9riode de 20\u00a0ans, tandis que d\u2019autres se sont entendus sur 15\u00a0ans. Deux intervenants et deux membres de la Commission voulait conserver un horizon de revenus de z\u00e9ro ann\u00e9e. Cette derni\u00e8re p\u00e9riode a \u00e9t\u00e9 retenue. Comme Enbridge l\u2019a soulign\u00e9 \u00e0 de nombreuses reprises, les chiffres \u00e9taient en grande partie des arguments plut\u00f4t que des preuves.<\/p>\n<p>L\u2019estimation de l\u2019ampleur des actifs d\u00e9laiss\u00e9s a n\u00e9cessit\u00e9 une pr\u00e9vision nouvelle et difficile. Le personnel de la Commission, Enbridge et quatre intervenants ont sugg\u00e9r\u00e9 que le calcul des actifs d\u00e9laiss\u00e9s soit report\u00e9 \u00e0 une audience distincte. Cette proposition a \u00e9t\u00e9 rejet\u00e9e par la Commission, qui a rendu sa d\u00e9cision\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Enbridge Gas n\u2019a pas d\u00e9montr\u00e9 que l\u2019horizon de revenus de 40 ans est appropri\u00e9 \u00e0 la lumi\u00e8re de la transition \u00e9nerg\u00e9tique en cours. Enbridge Gas le reconna\u00eet dans sa r\u00e9ponse. Elle propose un horizon de revenus de 30 ans \u00e0 titre provisoire, en attendant qu\u2019une instance distincte d\u00e9termine ce que devrait \u00eatre l\u2019horizon de revenus. La CEO est d\u2019avis que le dossier dont elle dispose est plus que suffisant pour trancher cette question et qu\u2019il n\u2019y a aucun avantage \u00e0 la reporter \u00e0 une instance ult\u00e9rieure.<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[\u2026]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">La CEO estime que z\u00e9ro ann\u00e9e est l\u2019horizon de revenus optimal, car cela permet de couvrir enti\u00e8rement le risque d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s r\u00e9sultant de la transition \u00e9nerg\u00e9tique pour les projets de nouveaux branchements<sup>[8]<\/sup>.<\/p>\n<p>Enbridge a r\u00e9agi \u00e0 cette d\u00e9cision par deux recours. Le premier \u00e9tait une demande aupr\u00e8s des tribunaux indiquant que la d\u00e9cision devait \u00eatre annul\u00e9e parce qu\u2019il n\u2019y avait pas de raisons ou de preuves \u00e0 l\u2019appui des conclusions. Cette demande a \u00e9t\u00e9 soutenue par le ministre de l\u2019\u00c9nergie, qui a d\u00e9clar\u00e9 le lendemain qu\u2019il utiliserait toute son autorit\u00e9 pour suspendre et annuler la d\u00e9cision de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario.<\/p>\n<p>La seconde \u00e9tait une requ\u00eate en r\u00e9vision qui demandait \u00e0 la Commission d\u2019\u00e9tablir une nouveau comit\u00e9 d\u2019experts qui r\u00e9viserait la d\u00e9cision du premier comit\u00e9 d\u2019experts. Les motifs \u00e9taient essentiellement les m\u00eames que ceux expos\u00e9s dans la demande \u00e0 la Cour d\u2019appel \u2013 il n\u2019y avait pas de preuves ou de raisons. Il y avait cependant un joker.<\/p>\n<p>Dans l\u2019avis de motion, Enbridge d\u00e9clare ce qui suit\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">\u00ab\u00a0La d\u00e9cision \u00e9tablit effectivement une nouvelle politique qui va directement \u00e0 l\u2019encontre de la politique du gouvernement de l\u2019Ontario. Ainsi, des aspects cl\u00e9s de la d\u00e9cision sont fondamentalement erron\u00e9s. De fa\u00e7on appropri\u00e9e, le r\u00f4le du gouvernement provincial est d\u2019\u00e9laborer la politique fondamentale et celui de la CEO est de la mettre en \u0153uvre. En tant qu\u2019organisme de r\u00e8glementation \u00e9conomique, la CEO a pour r\u00f4le de servir et de promouvoir la politique \u00e9nerg\u00e9tique provinciale. Lorsque la CEO cr\u00e9e une nouvelle politique qui entre en conflit avec la politique du gouvernement de l\u2019Ontario, il s\u2019agit d\u2019une erreur de droit contraire aux objectifs statutaires de la CEO en ce qui concerne le gaz naturel et d\u2019un d\u00e9passement de comp\u00e9tence qui doit \u00eatre corrig\u00e9\u00a0\u00bb<sup>[9]<\/sup>.<\/p>\n<p>\u00c0 la page\u00a05 de son argumentation en r\u00e9ponse, Enbridge d\u00e9clare\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">\u00ab\u00a0Les politiques de transition \u00e9nerg\u00e9tique sont du ressort du gouvernement et non de la CEO, et sp\u00e9culer sur un \u00e9tat futur en anticipant les directives du gouvernement est au mieux improductif et au pire aboutit \u00e0 ne pas r\u00e9pondre aux besoins de l\u2019Ontario en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9, d\u2019accessibilit\u00e9 financi\u00e8re et d\u2019acc\u00e8s \u00e0 l\u2019\u00e9nergie\u00a0\u00bb<sup>[10]<\/sup>.<\/p>\n<p>L\u2019avis d\u2019appel qu\u2019Enbridge a d\u00e9pos\u00e9 aupr\u00e8s de la Cour divisionnaire se rapproche de ce principe lorsqu\u2019elle y affirme que\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[\u2026]\u00a0\u00ab\u00a0la CEO a commis une erreur de droit lorsqu\u2019elle a\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 80px;\">Agi contrairement aux objectifs statutaires pour le gaz, tels qu\u2019ils sont d\u00e9finis dans la Loi sur la CEO et en conformit\u00e9 avec les politiques du gouvernement de l\u2019Ontario\u00a0\u00bb<sup>[11]<\/sup>.<\/p>\n<p>Si elle est confirm\u00e9e, l\u2019affirmation selon laquelle le fait de ne pas agir conform\u00e9ment aux politiques du gouvernement constitue une erreur de droit et de comp\u00e9tence de la part d\u2019un organisme de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie pourrait modifier de mani\u00e8re significative la r\u00e8glementation canadienne en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie.<\/p>\n<p>Comme indiqu\u00e9, la CEO a rejet\u00e9 d\u2019embl\u00e9e la demande d\u2019Enbridge d\u2019\u00e9taler le co\u00fbt sur 40\u00a0ans. Plus important encore, la Commission a ignor\u00e9 la demande d\u2019Enbridge, du personnel de la Commission, de l\u2019un des membres de la Commission et d\u2019un certain nombre d\u2019intervenants de tenir une audience s\u00e9par\u00e9e pour d\u00e9terminer correctement le chiffre \u00e0 retenir. Ces parties ont toutes fait valoir que les preuves \u00e9taient insuffisantes et qu\u2019un certain nombre de parties concern\u00e9es par la d\u00e9cision n\u2019\u00e9taient pas pr\u00e9sentes et n\u2019avaient pas re\u00e7u d\u2019avis.<\/p>\n<p>Aucune inqui\u00e9tude n\u2019a \u00e9t\u00e9 exprim\u00e9e quant \u00e0 un \u00e9ventuel retard caus\u00e9 par la seconde audience. Enbridge et le personnel de la Commission ont convenu qu\u2019il n\u2019y aurait pas d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s au cours de la premi\u00e8re ann\u00e9e. Il semble qu\u2019une p\u00e9riode de 30 ou 20\u00a0ans conviendrait \u00e0 titre provisoire. Cependant, la CEO n\u2019\u00e9tait pas d\u2019accord et a d\u00e9clar\u00e9\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">\u00ab\u00a0La CEO est d\u2019avis que le dossier dont elle dispose est plus que suffisant pour trancher cette question et qu\u2019il n\u2019y a aucun avantage \u00e0 la reporter \u00e0 une instance ult\u00e9rieure\u00a0\u00bb<sup>[12]<\/sup>.<\/p>\n<p>La d\u00e9cision Enbridge a fait l\u2019objet de nombreuses critiques. Le ministre de l\u2019\u00c9nergie de l\u2019Ontario a notamment r\u00e9agi en proposant une nouvelle loi qui donnerait au gouvernement le pouvoir d\u2019annuler la d\u00e9cision. Elle pr\u00e9voit \u00e9galement le droit pour le gouvernement d\u2019ordonner des audiences g\u00e9n\u00e9riques sur certains aspects d\u2019une proc\u00e9dure lorsque le gouvernement estime que les preuves sont insuffisantes.<\/p>\n<p>Il y a cependant une caract\u00e9ristique de la d\u00e9cision pour laquelle la CEO m\u00e9rite d\u2019\u00eatre f\u00e9licit\u00e9e. Il s\u2019agit d\u2019un aspect de la r\u00e8glementation agile appel\u00e9 \u00ab\u00a0directive r\u00e8glementaire\u00a0\u00bb. Dans la d\u00e9cision Enbridge, cet aspect est \u00e9nonc\u00e9 \u00e0 l\u2019article\u00a010 de l\u2019ordonnance comme suit\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">10. Pour sa prochaine demande de changement de l\u2019ann\u00e9e de base, Enbridge Gas doit\u00a0:<\/p>\n<ol style=\"list-style-type: lower-alpha; padding-left: 80px;\">\n<li>d\u00e9poser un plan de gestion des actifs qui \u00e9tablit des liens clairs entre les d\u00e9penses d\u2019investissement et les risques li\u00e9s \u00e0 la transition \u00e9nerg\u00e9tique. Le plan de gestion des actifs doit porter sur les sc\u00e9narios associ\u00e9s au risque de cr\u00e9er des actifs sous-utilis\u00e9s ou d\u00e9laiss\u00e9s et indiquer des mesures d\u2019att\u00e9nuation;<\/li>\n<li>d\u00e9poser un rapport portant sur les solutions possibles pour s\u2019assurer que sa politique d\u2019amortissement traite de mani\u00e8re appropri\u00e9e le risque d\u2019engager des co\u00fbts pour les actifs d\u00e9laiss\u00e9s. Ces solutions doivent englober toutes les approches de rechange raisonnables, y compris l\u2019approche des unit\u00e9s de production;<\/li>\n<li>suivre et \u00e9tudier les dix comptes propos\u00e9s par InterGroup en ce qui concerne la r\u00e9cup\u00e9ration nette et d\u00e9poser un rapport sur les r\u00e9sultats;<\/li>\n<li>d\u00e9poser une proposition visant \u00e0 r\u00e9duire \u00e0 z\u00e9ro les frais g\u00e9n\u00e9raux indirects capitalis\u00e9s restants;<\/li>\n<li>d\u00e9poser une \u00e9tude d\u2019un expert ind\u00e9pendant qui porte sur l\u2019\u00e9valuation de sa m\u00e9thode de capitalisation des frais g\u00e9n\u00e9raux;<\/li>\n<li>effectuer une \u00e9valuation des risques et \u00e9laborer un plan visant \u00e0 r\u00e9duire le risque li\u00e9 aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s dans le cadre du renouvellement du r\u00e9seau<sup>[13]<\/sup>.<\/li>\n<\/ol>\n<p>Il s\u2019agit l\u00e0 d\u2019un \u00e9l\u00e9ment de pratique et de proc\u00e9dure important dans la r\u00e8glementation agile de l\u2019\u00e9nergie qui a d\u00e9j\u00e0 \u00e9t\u00e9 utilis\u00e9 par l\u2019autorit\u00e9 de r\u00e8glementation de la Nouvelle-\u00c9cosse dans l\u2019affaire <em>Annapolis Tidal Generation<\/em>, sur laquelle on se penche plus loin dans le pr\u00e9sent article.<\/p>\n<p><strong>Colombie-Britannique <\/strong><\/p>\n<p>La d\u00e9cision Enbridge n\u2019est pas la seule d\u00e9cision canadienne \u00e0 traiter de la r\u00e8glementation des tarifs et de la transition \u00e9nerg\u00e9tique. Le lendemain, le 22\u00a0d\u00e9cembre\u00a02023, la British Columbia Utilities Commission\u00a0(BCUC) a rendu une d\u00e9cision portant sur la m\u00eame question. La d\u00e9cision<sup>[14]<\/sup> de la BCUC concernait une demande de FortisBC Energy Inc.\u00a0(FortisBC ou FEI) visant \u00e0 prolonger un gazoduc dans la r\u00e9gion de l\u2019Okanagan de la Colombie-Britannique.<\/p>\n<p>Dans le cas de la Colombie-Britannique, la compagnie d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 FortisBC a demand\u00e9 \u00e0 la BCUC de prolonger un gazoduc dans l\u2019Okanagan pour un co\u00fbt de 327\u00a0millions de dollars. FortisBC a d\u00e9clar\u00e9 que le prolongement du gazoduc \u00e9tait n\u00e9cessaire pour r\u00e9pondre \u00e0 l\u2019augmentation pr\u00e9vue de la demande de gaz naturel dans la r\u00e9gion de l\u2019Okanagan en raison de la croissance de la population.<\/p>\n<p>La BCUC a rejet\u00e9 la demande en d\u00e9clarant\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">FEI justifie la construction du projet OCU par le fait que la croissance de la population et le d\u00e9veloppement dans la r\u00e9gion de l\u2019Okanagan sont solides et que la courbe de croissance se poursuivra sans rel\u00e2che. Les trois pr\u00e9visions de demande de pointe vont toutes dans ce sens, bien qu\u2019il y ait une grande variabilit\u00e9 entre elles. Ce qui pr\u00e9occupe particuli\u00e8rement la Commission, c\u2019est que FEI admet qu\u2019aucune de ses pr\u00e9visions n\u2019a pris en compte la possibilit\u00e9 d\u2019un aplatissement ou m\u00eame d\u2019une inversion de la courbe en raison des engagements pris dans la feuille de route CleanBC et de l\u2019impact des changements apport\u00e9s au BC Energy Step Code, \u00e0 d\u2019autres directives de planification ou \u00e0 des r\u00e8glements de zonage. Malgr\u00e9 ces risques, FEI a maintenu une approche de \u00ab\u00a0statu quo\u00a0\u00bb dans ses pr\u00e9visions en s\u2019attendant \u00e0 une augmentation continue de la demande de pointe au cours des 20\u00a0prochaines ann\u00e9es.<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[\u2026]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Si le projet OCU repr\u00e9sentait une d\u00e9pense mineure, le comit\u00e9 d\u2019experts pourrait \u00eatre enclin \u00e0 aller de l\u2019avant avec une d\u00e9cision favorable \u00e0 ce stade. Mais selon la derni\u00e8re estimation, le co\u00fbt total du projet s\u2019\u00e9l\u00e8ve \u00e0 327,4\u00a0millions de dollars, avec un impact de 2,37\u00a0% sur le taux d\u2019ex\u00e9cution. Il s\u2019agit d\u2019une d\u00e9pense tr\u00e8s importante et, pour qu\u2019elle soit approuv\u00e9e, il doit y avoir une plus grande certitude que la port\u00e9e propos\u00e9e du projet est enti\u00e8rement requise<sup>[15]<\/sup>.<\/p>\n<p>La BCUC a \u00e9galement demand\u00e9 \u00e0 FortisBC d\u2019examiner une question non abord\u00e9e dans la demande. Il s\u2019agissait d\u2019une solution \u00e0 court terme qui pourrait r\u00e9pondre \u00e0 une demande suppl\u00e9mentaire au cours des premi\u00e8res ann\u00e9es. La Commission a demand\u00e9 \u00e0 la compagnie d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de d\u00e9poser un nouveau plan avant la fin du mois de juillet\u00a02024 pour traiter cette question.<\/p>\n<p><strong>Nouvelle-\u00c9cosse<\/strong><\/p>\n<p>Les organismes de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie d\u2019aujourd\u2019hui vivent dans un monde nouveau. Les organismes de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie du monde entier doivent investir 131\u00a0billions de dollars dans de nouvelles technologies con\u00e7ues pour r\u00e9duire la quantit\u00e9 de carbone dans la production, la distribution et l\u2019utilisation de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9<sup>[16]<\/sup>.\u00a0Il n\u2019est pas facile de choisir les nouvelles technologies qui seront retenues et celles qui seront \u00e9cart\u00e9es. Ce choix repr\u00e9sente toujours un d\u00e9fi.<\/p>\n<p>L\u2019approbation d\u2019un projet pilote de technologie n\u2019est que le premier probl\u00e8me. Le deuxi\u00e8me, c\u2019est ce que font les organismes de r\u00e8glementation lorsque la technologie fait d\u00e9faut. La premi\u00e8re d\u00e9cision concernant ce probl\u00e8me a r\u00e9cemment d\u00fb \u00eatre prise en Nouvelle-\u00c9cosse<sup>[17]<\/sup>.\u00a0Dans cette affaire, l\u2019organisme de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie a d\u00fb faire face \u00e0 une demande de Nova Scotia Power visant \u00e0 amortir des co\u00fbts importants li\u00e9s \u00e0 un projet pilote de nouvelle technologie qui, apr\u00e8s de nombreuses ann\u00e9es, n\u2019\u00e9tait plus viable sur le plan commercial.<\/p>\n<p>Le projet en question est connu sous le nom d\u2019Annapolis Tidal Generation Station. Au moment de sa mise en service au milieu des ann\u00e9es\u00a01980, la centrale se voulait une initiative de recherche \u00e0 court terme visant \u00e0 tester la viabilit\u00e9 de la technologie des barrages mar\u00e9moteurs dans la baie de Fundy<sup>[18]<\/sup>. Dans les derni\u00e8res ann\u00e9es, le service public qui exploitait le projet, Nova Scotia Power, a d\u00fb assumer d\u2019importants co\u00fbts d\u2019exploitation et d\u2019entretien li\u00e9s \u00e0 la centrale. Les d\u00e9penses en immobilisations augmentaient consid\u00e9rablement alors que la quantit\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite diminuait.<\/p>\n<p>Dans sa demande, Nova Scotia Power a demand\u00e9 \u00e0 la Commission des services publics et d\u2019examen de la Nouvelle-\u00c9cosse\u00a0(NSUARB) d\u2019approuver l\u2019amortissement de la valeur non amortie et du reste des travaux de construction en cours sur une p\u00e9riode de dix ans. Nova Scotia Power n\u2019a pas pr\u00e9sent\u00e9 parall\u00e8lement de demande de mise hors service.<\/p>\n<p>La d\u00e9cision de la Commission et son raisonnement montrent \u00e0 quel point ces cas peuvent devenir complexes. Nova Scotia Power a demand\u00e9 \u00e0 la Commission de conclure que le projet n\u2019\u00e9tait plus utilis\u00e9 ni utile. Il s\u2019av\u00e8re qu\u2019il n\u2019est pas facile de trancher sur cette question.<\/p>\n<p>Il ne fait aucun doute qu\u2019au moment de la demande, la centrale n\u2019\u00e9tait pas utilis\u00e9e. La question \u00e9tait de savoir si la technologie pouvait s\u2019av\u00e9rer utile \u00e0 l\u2019avenir. La NSUARB a soulign\u00e9 les arguments des groupes d\u2019intervenants au paragraphe\u00a032.<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Dans ses observations finales, le d\u00e9fenseur de la petite entreprise, le groupe industriel, le d\u00e9fenseur du consommateur et la Ville d\u2019Annapolis Royal ont tous exprim\u00e9 des pr\u00e9occupations au sujet de l\u2019affirmation de NS Power selon laquelle la mise hors service de la centrale est la solution possible la moins co\u00fbteuse pour les clients. Les quatre intervenants ont fait remarquer qu\u2019ils ne sont pas d\u2019accord pour dire que NS Power a pr\u00e9sent\u00e9 une analyse suffisamment compl\u00e8te pour les convaincre qu\u2019il n\u2019y a pas d\u2019utilisation future viable des biens en question \u00e0 des fins d\u2019utilit\u00e9 publique<sup>[19]<\/sup>.<\/p>\n<p>L\u2019analyse de la NSUARB est mieux d\u00e9crite dans les paragraphes suivants\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Dans ce cas, compte tenu du montant important du co\u00fbt non amorti restant dans la base tarifaire, NS Power a propos\u00e9 une p\u00e9riode d\u2019amortissement de 10\u00a0ans. Aucune partie n\u2019a contest\u00e9 la dur\u00e9e propos\u00e9e de la p\u00e9riode d\u2019amortissement. M.\u00a0Reed et Grant Thornton l\u2019ont appuy\u00e9e. La Commission convient que, si la mise hors service est la solution possible la moins co\u00fbteuse, une p\u00e9riode d\u2019amortissement de 10\u00a0ans semble cr\u00e9er un \u00e9quilibre raisonnable entre les r\u00e9percussions n\u00e9gatives pour les contribuables actuels et les consid\u00e9rations relatives \u00e0 l\u2019\u00e9quit\u00e9 interg\u00e9n\u00e9rationnelle.<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">La question de fond en litige est de savoir si NS Power a d\u00e9montr\u00e9 que la mise hors service de la centrale est la solution possible la moins co\u00fbteuse pour les contribuables. La Commission reconna\u00eet qu\u2019en pr\u00e9parant son dossier, NS Power a pris plusieurs mesures appropri\u00e9es dans la pr\u00e9paration de la demande. Le recours \u00e0 des consultants externes pour compl\u00e9ter l\u2019expertise interne est conforme aux directives de la Commission. La Commission reconna\u00eet que ces consultants appuient l\u2019approche \u00e9nonc\u00e9e dans la demande. De plus, l\u2019utilisation de la mod\u00e9lisation probabiliste \u00e9tait appropri\u00e9e dans ce cas, compte tenu du nombre d\u2019incertitudes qui pourraient avoir une incidence sur les estimations des co\u00fbts. Cela dit, la Commission a d\u00e9termin\u00e9 qu\u2019elle n\u2019a pas suffisamment d\u2019information pour conclure que la mise hors service est, en fait, la solution possible la moins co\u00fbteuse. Par cons\u00e9quent, la Commission conclut que NS Power ne s\u2019est pas acquitt\u00e9e du fardeau de la preuve qui lui incombait d\u2019obtenir la r\u00e9paration en mati\u00e8re de traitement comptable demand\u00e9e en l\u2019esp\u00e8ce.<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Compte tenu de la preuve d\u00e9pos\u00e9e par Midgard et MS Consulting, la Commission est g\u00e9n\u00e9ralement d\u2019accord avec les intervenants pour dire qu\u2019il y a un trop grand nombre de variables relatives aux co\u00fbts qui n\u2019ont pas \u00e9t\u00e9 examin\u00e9es suffisamment ou qui l\u2019ont \u00e9t\u00e9 de fa\u00e7on incoh\u00e9rente en ce qui a trait aux diverses solutions possibles. La Commission reconna\u00eet que NS Power et MS Consulting ne s\u2019entendent pas au sujet de l\u2019incidence r\u00e9elle de certains intrants sur les r\u00e9sultats de la mod\u00e9lisation, y compris certains intrants utilis\u00e9s par MS Consulting. La Commission reconna\u00eet \u00e9galement que la recommandation finale de Midgard \u00e9tait que la solution de prolongement de la vie et de modernisation\u00a0(PVM) soit maintenue. En th\u00e9orie, cela pourrait se faire en approuvant la demande actuelle et en r\u00e9examinant la question, au besoin, lorsqu\u2019une demande de mise hors service est d\u00e9pos\u00e9e.<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Cela dit, compte tenu de l\u2019ampleur et de la port\u00e9e des probl\u00e8mes non r\u00e9gl\u00e9s, la Commission conclut que l\u2019approbation du traitement comptable \u00e0 ce stade est pr\u00e9matur\u00e9e. Les donn\u00e9es probantes indiquent qu\u2019il y a diff\u00e9rents niveaux d\u2019estimations par cat\u00e9gorie pour les diff\u00e9rentes solutions possibles. En particulier, l\u2019\u00e9cart entre les valeurs actualis\u00e9es nettes des besoins en mati\u00e8re de revenus de la solution de PVM et de celle de la mise hors service n\u2019est pas si grand. Dans certains sc\u00e9narios, la solution de PVM pourrait en fait \u00eatre plus rentable, bien qu\u2019elle comporte un risque plus \u00e9lev\u00e9.<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Il est donc important de comparer, dans la mesure du possible, des pommes avec des pommes entre la solution de PVM et celle de la mise hors service. La Commission est pr\u00e9occup\u00e9e par le fait que, si le traitement comptable est approuv\u00e9 maintenant, on pourrait avoir tendance \u00e0 mettre l\u2019accent sur l\u2019approbation de la solution de mise hors service. Cela pourrait inciter moins \u00e0 continuer d\u2019\u00e9valuer rigoureusement la solution de PVM<sup>[20]<\/sup>.<\/p>\n<p>En fin de compte, la NSUARB a conclu qu\u2019elle n\u2019avait pas suffisamment d\u2019information pour prendre une d\u00e9cision. La complexit\u00e9 des enjeux auxquels sont confront\u00e9s les organismes de r\u00e8glementation dans ce type de cas est \u00e9vidente dans les ordonnances que la Commission a donn\u00e9es \u00e0 Nova Scotia Power au sujet des renseignements suppl\u00e9mentaires requis pour r\u00e9gler ad\u00e9quatement le probl\u00e8me\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Bien qu\u2019elle n\u2019ordonne pas \u00e0 NS Power d\u2019entreprendre des \u00e9tudes particuli\u00e8res, il semblerait, pour la Commission, que les renseignements suivants aideraient \u00e0 d\u00e9terminer la solution possible la moins co\u00fbteuse dans cette affaire\u00a0:<\/p>\n<ol style=\"padding-left: 80px;\">\n<li>une \u00e9valuation plus compl\u00e8te des co\u00fbts de PVM;<\/li>\n<li>une \u00e9valuation plus compl\u00e8te de la nouvelle solution technologique possible, y compris\u00a0: a. une \u00e9valuation plus approfondie des solutions possibles et des co\u00fbts pour changer la capacit\u00e9 de la centrale dans le cadre de la nouvelle solution technologique possible; et b. la sollicitation de prix aupr\u00e8s de plusieurs fabricants de la nouvelle solution technologique possible;<\/li>\n<li>une \u00e9valuation plus compl\u00e8te des probl\u00e8mes de s\u00e9dimentation et des co\u00fbts associ\u00e9s \u00e0 la solution de mise hors service;<\/li>\n<li>la r\u00e9alisation des \u00e9tudes environnementales n\u00e9cessaires pour \u00e9valuer les risques environnementaux et les co\u00fbts associ\u00e9s \u00e0 chaque solution de rechange;<\/li>\n<li>une \u00e9valuation plus compl\u00e8te des solutions possibles d\u2019\u00e9limination des actifs de la centrale;<\/li>\n<li>une explication d\u00e9taill\u00e9e de la raison pour laquelle les estimations des d\u00e9penses en immobilisations pour la solution de mise hors service ont diminu\u00e9 de fa\u00e7on si spectaculaire par rapport aux estimations incluses dans l\u2019\u00e9tude de 2018 sur les actifs hydro\u00e9lectriques de NS Power;<\/li>\n<li>la mobilisation du personnel du minist\u00e8re des P\u00eaches et des Oc\u00e9ans (MPO) pour d\u00e9terminer si NS Power peut pr\u00e9senter de fa\u00e7on satisfaisante des \u00e9tudes ou des donn\u00e9es de rechange sur les p\u00e9riodes de migration du poisson et la mortalit\u00e9 du poisson pour le site, \u00e0 moins que la centrale ne soit remise en service; y compris la possibilit\u00e9 de modifier son exploitation afin de r\u00e9duire ou d\u2019att\u00e9nuer les effets potentiels sur le poisson de mani\u00e8re \u00e0 \u00e9viter l\u2019obligation d\u2019obtenir une autorisation du MPO;<\/li>\n<li>la mobilisation du personnel du MPO pour d\u00e9terminer s\u2019il envisagerait un plan de conformit\u00e9 avec une demande d\u2019autorisation connexe. Si le MPO accepte une telle demande, NS Power pourrait estimer le co\u00fbt de l\u2019\u00e9laboration et de la mise en \u0153uvre d\u2019un plan de conformit\u00e9 dans son analyse de la d\u00e9cision;<\/li>\n<li>la mobilisation du personnel du MPO et de la province \u00e0 l\u2019\u00e9gard de toute question li\u00e9e \u00e0 la <em>Loi sur les p\u00eaches<\/em> ou \u00e0 la conformit\u00e9 environnementale dans le cadre de la solution de mise hors service en ce qui a trait au r\u00e9tablissement de la zone \u00e0 son \u00e9tat initial (c.-\u00e0-d. qu\u2019il n\u2019y a pas d\u2019\u00e9coulement d\u2019eau dans le pont-jet\u00e9e \u00e0 l\u2019emplacement de la centrale et que les co\u00fbts de conformit\u00e9 li\u00e9s \u00e0 la mise hors service concernent les vannes des \u00e9cluses, au pont-jet\u00e9e et aux passages pour poissons). Les r\u00e9sultats de ces discussions pourraient \u00eatre int\u00e9gr\u00e9s \u00e0 la solution de mise hors service dans l\u2019analyse d\u00e9cisionnelle;<\/li>\n<li>en ce qui concerne les initiatives susmentionn\u00e9es, la mobilisation des collectivit\u00e9s autochtones \u00e0 l\u2019\u00e9gard des diverses solutions possibles (y compris le PVM, la nouvelle solution technologique possible et la mise hors service) afin de mieux \u00e9clairer les co\u00fbts potentiels \u00e0 int\u00e9grer \u00e0 l\u2019analyse d\u00e9cisionnelle<sup>[21]<\/sup>.<\/li>\n<\/ol>\n<p>La Commission a conclu que tant qu\u2019elle ne recevrait pas ces renseignements pr\u00e9sent\u00e9s dans une nouvelle demande, elle ne serait pas en mesure de rendre une d\u00e9cision\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">La Commission a d\u00e9termin\u00e9 qu\u2019elle n\u2019a pas suffisamment de donn\u00e9es probantes, \u00e0 l\u2019heure actuelle, pour conclure que la mise hors service de la centrale est la solution possible la moins co\u00fbteuse pour les contribuables. Elle n\u2019est donc pas en mesure de d\u00e9terminer que le bien n\u2019est pas utilis\u00e9 et n\u2019est pas utile au sens de la convention comptable\u00a06350. Par cons\u00e9quent, la Commission n\u2019approuvera pas la demande pour le moment. La Commission est d\u2019avis que la meilleure fa\u00e7on de proc\u00e9der consiste \u00e0 r\u00e9examiner la demande d\u2019approbation du traitement comptable ainsi que la demande de mise hors service. Cela dit, NS Power est libre de rouvrir l\u2019affaire si elle est en mesure de r\u00e9pondre aux pr\u00e9occupations de la Commission<sup>[22]<\/sup>.<\/p>\n<p>L\u2019arriv\u00e9e de nouvelles technologies cr\u00e9e deux probl\u00e8mes pour les organismes de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie. Le premier est celui de d\u00e9finir les modalit\u00e9s selon lesquelles les organismes de r\u00e8glementation acceptent et approuvent les investissements dans les nouvelles technologies. Le deuxi\u00e8me, tel qu\u2019il est d\u00e9crit dans l\u2019affaire de la Nouvelle-\u00c9cosse, concerne les modalit\u00e9s selon lesquelles les organismes de r\u00e8glementation retirent les co\u00fbts li\u00e9s \u00e0 ladite technologie de la base tarifaire lorsque celle-ci s\u2019av\u00e8re inutile.<strong>\u00a0<\/strong><\/p>\n<p><strong>UNE R\u00c8GLEMENTATION AGILE<\/strong><\/p>\n<p>R\u00e9cemment, trois \u00e9conomistes de l\u2019Universit\u00e9 d\u2019Ottawa ont publi\u00e9 une \u00e9tude sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie pendant la transition \u00e9nerg\u00e9tique, pr\u00e9par\u00e9e pour le gouvernement canadien. Cela a commenc\u00e9 par la pr\u00e9misse suivante\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">La r\u00e9alisation de l\u2019ambitieuse strat\u00e9gie de r\u00e9duction des \u00e9missions du gouvernement du Canada exigera une \u00e9chelle et un rythme d\u2019innovation sans pr\u00e9c\u00e9dent. Dans ce contexte, il n\u2019a jamais \u00e9t\u00e9 aussi urgent de passer \u00e0 un syst\u00e8me de r\u00e8glementation plus agile \u2026 le passage \u00e0 un syst\u00e8me de r\u00e8glementation plus agile comporte deux dimensions. Il implique de changer les instruments politiques et les institutions r\u00e8glementaires<sup>[23]<\/sup>.<\/p>\n<p>Les auteurs ont ensuite ajout\u00e9\u00a0: [traduction] \u00ab\u00a0L\u2019excellence en mati\u00e8re de r\u00e8glementation suppose l\u2019utilisation des meilleures donn\u00e9es probantes disponibles et la promotion de la transparence et de l\u2019inclusivit\u00e9 \u00bb<sup>[24]<\/sup>.<\/p>\n<p>Plus r\u00e9cemment, le ministre de l\u2019\u00c9nergie de l\u2019Ontario a envoy\u00e9 une nouvelle lettre d\u2019instructions au pr\u00e9sident par int\u00e9rim de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario\u00a0d\u00e9clarant :<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">[Traduction]<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">\u00ab Au fur et \u00e0 mesure que l\u2019\u00e9lectrification et la transition \u00e9nerg\u00e9tique progressent, la CEO devrait continuellement explorer comment maximiser sa flexibilit\u00e9 pour faciliter l\u2019innovation dans le cadre r\u00e8glementaire existant. La CEO devrait continuer de collaborer avec la Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (SIERE), les repr\u00e9sentants du minist\u00e8re et les parties prenantes du secteur \u00e0 cet \u00e9gard. L\u2019innovation dans les secteurs du gaz et de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est essentielle pour atteindre nos objectifs de r\u00e9pondre \u00e0 la demande future en \u00e9nergie tout en r\u00e9duisant les \u00e9missions\u00a0\u00bb<sup>[25]<\/sup>.<\/p>\n<p>Les trois d\u00e9cisions examin\u00e9es dans le pr\u00e9sent article ont \u00e9t\u00e9 les premi\u00e8res d\u00e9cisions au Canada o\u00f9 les organismes de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie ont affront\u00e9 de plein fouet la force de la transition \u00e9nerg\u00e9tique en termes d\u2019impact sur les actifs d\u00e9laiss\u00e9s. Cette question est importante aujourd\u2019hui. Elle le sera encore plus demain.<\/p>\n<p>Les pratiques et proc\u00e9dures r\u00e8glementaires dans ce domaine devront \u00eatre affin\u00e9es. Les organismes de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie devront devenir plus souples et plus innovants, ce que le ministre de l\u2019\u00c9nergie de l\u2019Ontario a approuv\u00e9. Les \u00e9conomistes d\u2019Ottawa ont sugg\u00e9r\u00e9 qu\u2019une r\u00e8glementation agile est une r\u00e8glementation qui est non seulement transparente mais qui recherche les meilleures preuves possibles.<\/p>\n<p>Les d\u00e9cisions examin\u00e9es dans cet article indiquent que la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie concernant la transition \u00e9nerg\u00e9tique et les actifs d\u00e9laiss\u00e9s n\u00e9cessite la prise en compte de six facteurs\u00a0: de meilleures preuves, des solutions diff\u00e9rentes, de nouvelles directives r\u00e8glementaires, la r\u00e9partition des co\u00fbts, l\u2019ajustement des risques et l\u2019harmonisation des politiques.<\/p>\n<p><strong>MEILLEURES PREUVES<\/strong><\/p>\n<p>Il est int\u00e9ressant de se demander pourquoi la CEO n\u2019a pas demand\u00e9 de meilleures preuves dans l\u2019affaire Enbridge. Un certain nombre de parties \u00e0 cette proc\u00e9dure, y compris le personnel de la Commission, ont demand\u00e9 \u00e0 la CEO de reporter l\u2019affaire \u00e0 une audience g\u00e9n\u00e9rique afin d\u2019obtenir de meilleures preuves. Cette proc\u00e9dure n\u2019est pas nouvelle dans la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie. R\u00e9cemment, lorsque Nova Scotia Power a demand\u00e9 \u00e0 la NSUARB d\u2019approuver l\u2019amortissement de la valeur non amortie de l\u2019<em>Annapolis Tidal Generation Station<\/em><sup>[26]<\/sup>, la NSUARB a indiqu\u00e9 qu\u2019elle ne pouvait pas rendre sa d\u00e9cision tant que des informations suppl\u00e9mentaires traitant correctement de certaines questions n\u2019auraient pas \u00e9t\u00e9 fournies.<\/p>\n<p>La CEO a trait\u00e9 le cas Enbridge comme un cas de tarification ordinaire. Dans ce cas, si le demandeur ne s\u2019acquitte pas du fardeau de la preuve qui lui incombe, la demande est rejet\u00e9e. Le traitement des actifs d\u00e9laiss\u00e9s dans le cadre de la transition \u00e9nerg\u00e9tique exige une approche diff\u00e9rente.<\/p>\n<p>Les organismes de r\u00e8glementation canadiens du secteur de l\u2019\u00e9nergie devront revoir leurs pratiques et proc\u00e9dures pour relever ce nouveau d\u00e9fi. Le point de d\u00e9part est la proc\u00e9dure adopt\u00e9e par la NSUARB dans l\u2019affaire <em>Annapolis Tidal Generation<\/em>. Lorsque les preuves relatives aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s ne sont pas satisfaisantes, les organismes de r\u00e8glementation doivent prendre des mesures pour obtenir de meilleures preuves. L\u2019organisme de r\u00e8glementation devrait \u00e9galement fournir de meilleures directives et \u00eatre plus pr\u00e9cis quant aux informations requises, comme l\u2019a fait la NSUARB dans l\u2019affaire <em>Annapolis Tidal Generation<\/em>.<\/p>\n<p><strong>Diff\u00e9rentes solutions<\/strong><\/p>\n<p>La d\u00e9cision de la Colombie-Britannique dans l\u2019affaire FortisBC est un bon exemple d\u2019une autre caract\u00e9ristique du monde de la r\u00e8glementation agile. Plut\u00f4t que de rejeter purement et simplement la demande, la BCUC a d\u00e9cid\u00e9 que, bien qu\u2019elle ne puisse pas approuver le projet de pipeline de 327\u00a0millions de dollars, il \u00e9tait important de r\u00e9soudre un probl\u00e8me \u00e0 court terme. La BCUC \u00e9tait pr\u00e9occup\u00e9e par le fait que, sur la base des preuves, il pourrait y avoir un manque de capacit\u00e9 \u00e0 court terme, voire \u00e0 long terme, et qu\u2019il convenait d\u2019y rem\u00e9dier. La BCUC a donc ordonn\u00e9 \u00e0 la compagnie de pr\u00e9parer une autre demande pour r\u00e9soudre les probl\u00e8mes avant la fin du mois de juillet\u00a02024. Il s\u2019agit l\u00e0 d\u2019un autre exemple de l\u2019importance d\u2019une r\u00e8glementation agile.<\/p>\n<p><strong>Nouvelle directive r\u00e8glementaire<\/strong><\/p>\n<p>Un autre nouveau domaine de pratique et de proc\u00e9dure en r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie qui aide les parties dans les cas difficiles comme ceux impliquant la transition \u00e9nerg\u00e9tique et les actifs d\u00e9laiss\u00e9s est la \u00ab\u00a0nouvelle directive\u00a0\u00bb. Les principaux exemples dans les trois d\u00e9cisions examin\u00e9es dans le pr\u00e9sent article sont la d\u00e9cision Enbridge de la CEO et la d\u00e9cision Annapolis Tidal Generation de la NSUARB.<\/p>\n<p>L\u2019article\u00a010 de l\u2019ordonnance rendue dans l\u2019affaire Enbridge Gas, cit\u00e9e plus haut, \u00e9num\u00e8re six calculs et documents diff\u00e9rents que la Commission a demand\u00e9 \u00e0 Enbridge de pr\u00e9senter dans sa prochaine demande de r\u00e9vision tarifaire.<\/p>\n<p>Dans l\u2019affaire <em>Annapolis Tidal Generation<\/em>, la NSUARB a \u00e9num\u00e9r\u00e9 en d\u00e9tail les informations qu\u2019elle rechercherait dans une demande r\u00e9vis\u00e9e concernant ce projet. La Commission avait jug\u00e9 qu\u2019elle ne disposait pas de suffisamment d\u2019informations pour prendre les d\u00e9cisions appropri\u00e9es dans le cadre de la premi\u00e8re demande. La Commission a mis cette demande en veilleuse et a demand\u00e9 au demandeur de pr\u00e9senter une demande r\u00e9vis\u00e9e. Dans les cas difficiles, cette approche est plus productive que le rejet pur et simple de la demande initiale.<\/p>\n<p><strong>R\u00e9partition des co\u00fbts <\/strong><\/p>\n<p>Un \u00e9l\u00e9ment important dans les affaires d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s est la compr\u00e9hension par toutes les parties de la question de savoir qui assume le co\u00fbt; et dans quelle proportion. Pour citer Scott\u00a0Hempling, \u00e9minent sp\u00e9cialiste am\u00e9ricain de la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie, les organismes de r\u00e8glementation disposent d\u2019un large pouvoir d\u2019appr\u00e9ciation. Dans un article bien connu, Hempling d\u00e9clare\u00a0:<\/p>\n<p style=\"padding-left: 40px;\">Les situations li\u00e9es aux co\u00fbts \u00e9chou\u00e9s combinent toujours deux facteurs cl\u00e9s : les investissements prudents et les circonstances apr\u00e8s investissement qui n\u2019avaient pas pu \u00eatre pr\u00e9vues au moment de l\u2019investissement. Ces d\u00e9veloppements factuels peuvent \u00eatre des r\u00e9ductions dans la demande, une augmentation des co\u00fbts des intrants, l\u2019obsolescence et les changements dans la politique de r\u00e9glementation. La question est toujours la suivante : lorsque des actions prudentes produisent des r\u00e9sultats non \u00e9conomiques, qui doivent en assumer les co\u00fbts non recouvr\u00e9s : les actionnaires ou les clients? Les lecteurs esp\u00e9rant des directives claires sur les choses \u00ab \u00e0 faire \u00bb ou \u00ab \u00e0 ne pas faire \u00bb seront d\u00e9\u00e7us; ceux esp\u00e9rant une grande discr\u00e9tion r\u00e9glementaire seront ravis. Le principe de base est le suivant : les organismes de r\u00e9glementation ont diff\u00e9rentes options, allant d\u2019un recouvrement avec profit \u00e0 aucun recouvrement sans profit, et tous les points entre ceux-ci<sup>[27]<\/sup>.<\/p>\n<p>Les d\u00e9cisions canadiennes concernant la prise en charge du co\u00fbt des actifs d\u00e9laiss\u00e9s varient \u00e9galement consid\u00e9rablement. La d\u00e9cision de la CEO concernant Enbridge n\u2019est qu\u2019un exemple parmi d\u2019autres. Enbridge y affirmait que tous les co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s devaient \u00eatre assum\u00e9s par les clients. Un certain nombre de parties ont contest\u00e9 cette affirmation, mais la Commission, pour une raison quelconque, n\u2019a pas pris de d\u00e9cision \u00e0 ce sujet. Cependant, la d\u00e9cision prise dans cette affaire, selon laquelle le client devait payer d\u2019embl\u00e9e tous les co\u00fbts de raccordement, laisse entendre que la Commission estimait que les clients devaient assumer tous les co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s.<\/p>\n<p>Il se peut que si les autorit\u00e9s de r\u00e8glementation indiquent clairement la fa\u00e7on dont les co\u00fbts \u00e9chou\u00e9s seront r\u00e9partis entre le service public et le client, les demandeurs puissent estimer avec plus de soin dans quelle mesure le projet entra\u00eenera des co\u00fbts \u00e9chou\u00e9s. Il convient de rappeler que dans ces trois premi\u00e8res affaires, deux d\u2019entre elles reposaient sur une conclusion de l\u2019autorit\u00e9 de r\u00e8glementation selon laquelle il n\u2019y avait pas eu de tentative s\u00e9rieuse d\u2019estimer le potentiel de co\u00fbts \u00e9chou\u00e9s du projet.<\/p>\n<p><strong>Rajustement en fonction des risques<\/strong><\/p>\n<p>Le facteur de rajustement en fonction des risques est un autre instrument important auquel les organismes de r\u00e8glementation sont confront\u00e9s dans les cas d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s. Il s\u2019agissait d\u2019une question br\u00fblante dans l\u2019affaire Enbridge, o\u00f9 la structure financi\u00e8re aux fins de la tarification correspondait \u00e0 un ratio de 64\u00a0% de dettes pour 36\u00a0% de capitaux propres. Enbridge a propos\u00e9 d\u2019augmenter l\u2019\u00e9paisseur des capitaux propres de 36 \u00e0 42\u00a0%. Le personnel de la Commission et quatre intervenants ont recommand\u00e9 une augmentation \u00e0 38\u00a0%, tandis que huit intervenants ont recommand\u00e9 un maintien \u00e0 36\u00a0%. En fin de compte, la CEO a approuv\u00e9 l\u2019augmentation de l\u2019\u00e9paisseur des capitaux propres d\u2019Enbridge de 36 \u00e0 38\u00a0%.<\/p>\n<p>Il s\u2019agit d\u2019un facteur de rajustement important dont disposent les organismes de r\u00e8glementation, bien qu\u2019il soit g\u00e9n\u00e9ralement limit\u00e9 aux cas de tarification. Il n\u00e9cessite cependant une estimation tr\u00e8s fiable de la mesure dans laquelle le demandeur est confront\u00e9 \u00e0 un risque d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s.<\/p>\n<p><strong>Harmonisation des politiques <\/strong><\/p>\n<p>Les cas d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s existent depuis longtemps. Cependant, les actifs d\u00e9laiss\u00e9s caus\u00e9s par la transition \u00e9nerg\u00e9tique soul\u00e8vent des probl\u00e8mes uniques. Il s\u2019agit de d\u00e9cisions r\u00e8glementaires qui vont \u00e0 l\u2019encontre de la politique gouvernementale.<\/p>\n<p>Par d\u00e9finition, la transition \u00e9nerg\u00e9tique est le fruit d\u2019une politique gouvernementale et, dans de nombreux cas, d\u2019investissements publics importants. Ce facteur s\u2019est av\u00e9r\u00e9 \u00eatre la principale caract\u00e9ristique de l\u2019affaire Enbridge qui a conduit le gouvernement de l\u2019Ontario \u00e0 introduire une nouvelle loi qui permettrait au gouvernement d\u2019annuler certains aspects de la d\u00e9cision de la CEO. Ceux qui croient fermement \u00e0 l\u2019importance d\u2019une r\u00e8glementation ind\u00e9pendante en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie ont trouv\u00e9 cette \u00e9volution troublante.<\/p>\n<p>Une meilleure approche consisterait \u00e0 avertir les agences gouvernementales concern\u00e9es de tout aspect d\u2019une audience propos\u00e9e qui soul\u00e8ve la possibilit\u00e9 d\u2019un conflit avec la politique gouvernementale. Il n\u2019y a aucune raison pour que les agences gouvernementales ne puissent pas intervenir dans les audiences r\u00e8glementaires.<\/p>\n<p>L\u2019affaire Enbridge a soulev\u00e9 une grave question juridique. Il s\u2019agit de l\u2019argument selon lequel, dans la mesure o\u00f9 un organisme de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie rend une d\u00e9cision qui entre en conflit avec la politique du gouvernement, cet organisme de r\u00e8glementation agit au-del\u00e0 de sa comp\u00e9tence l\u00e9gale. Dans le monde de la transition \u00e9nerg\u00e9tique et des actifs d\u00e9laiss\u00e9s, il s\u2019agit d\u2019un probl\u00e8me permanent. Il sera difficile de le r\u00e9soudre au moyen de directives politiques du gouvernement \u00e0 l\u2019intention des organismes de r\u00e8glementation. Des solutions plus dynamiques en temps r\u00e9el sont n\u00e9cessaires.<\/p>\n<p>La r\u00e8glementation agile exige une plus grande transparence. Cela signifie que toutes les parties concern\u00e9es, y compris le ministre de l\u2019\u00c9nergie, doivent \u00eatre inform\u00e9es. Le gouvernement est par d\u00e9finition partie \u00e0 chaque cas de transition \u00e9nerg\u00e9tique.<\/p>\n<p>Cet article et ces trois cas ne sont que le d\u00e9but de ce qui pourrait facilement devenir une r\u00e9forme tr\u00e8s importante de la r\u00e8glementation canadienne de l\u2019\u00e9nergie. Nous vous tiendrons au courant.<\/p>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p class=\"footnote\">* Gordon\u00a0Kaiser est associ\u00e9 au sein d\u2019Energy Law Chambers \u00e0 Toronto. Il a d\u00e9j\u00e0 \u00e9t\u00e9 vice-pr\u00e9sident de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario et administrateur de la surveillance du march\u00e9 de l\u2019Alberta.<\/p>\n<ol class=\"footnote\">\n<li>Voir <em>London Hydro Inc.<\/em> (20\u00a0mars\u00a02009), EB-2008-0235;<em> PowerStream Inc<\/em>. (27\u00a0juillet\u00a02009), EB-2008-0244; <em>Toronto Hydro Electric System<\/em> (2\u00a0avril\u00a02013).<\/li>\n<li>Voir James J. Hoecker, \u00ab Used and Useful, Autopsy of a Ratemaking Policy \u00bb (1987) 8:303 Energy Law Journal, en ligne (pdf) : &lt;<a href=\"https:\/\/www.eba-net.org\/wp-content\/uploads\/2023\/02\/25_8EnergyLJ3031987.pdf\" target=\"_blank\" rel=\"noopener\">www.eba-net.org\/wp-content\/uploads\/2023\/02\/25_8EnergyLJ3031987.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>ATCO Gas &amp; Pipelines Ltd. c Alberta (Energy &amp; Utilities Board)<\/em>, 2006 CSC 4.<\/li>\n<li><em>Nova Scotia Power Incorporated (Re),<\/em> 2022, NSUARB 2; Gordon Kaiser, \u00ab Les organismes canadiens de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie et les nouvelles technologies : La transition vers une \u00e9conomie \u00e0 faible \u00e9mission de carbone \u00bb (juillet 2021) 9:2 Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie, en ligne :\u00a0<em>ERQ<\/em> &lt;<a href=\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/canadian-energy-regulators-and-new-technology-the-transition-to-a-low-carbon-economy#sthash.rJLYx0Qo.dpbs\" target=\"_blank\" rel=\"noopener\">energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/canadian-energy-regulators-and-new-technology-the-transition-to-a-low-carbon-economy<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>OEB EB-2022-0200, 21 d\u00e9cembre 2023,\u00a0<em>Decision and Order<\/em>, Enbridge Gas Inc.<\/li>\n<li><em>Ibid <\/em>\u00e0 la p\u00a02.<\/li>\n<li><em>Ibid <\/em>aux pp 19\u201321.<\/li>\n<li><em>Ibid <\/em>\u00e0 la p\u00a039.<\/li>\n<li>OEB EB-2022-0200\/EB-2024-0078, January 29, 2024, <em>Enbridge Gas Motion for Review and Variance<\/em>, au para\u00a014.<\/li>\n<li>OEB EB-2022-0200, October 11, 2023, <em>Reply Argument,<\/em> au para\u00a011.<\/li>\n<li>OEB EB-2022-0200, January 22, 2024, <em>Notice of Appeal<\/em>, \u00e0 la p\u00a05.<\/li>\n<li><em>Supra<\/em> note 5 \u00e0 la p\u00a039.<\/li>\n<li><em>Ibid <\/em>aux pp 140-141.<\/li>\n<li>BCUC Order G-361-23, Fortis BC Energy Inc.<\/li>\n<li>BCUC Order G-361-23, 22 d\u00e9cembre 2023, <em>Decision and Order,<\/em> \u00e0 la p 24.<\/li>\n<li>International Renewable Energy Agency, \u00ab World Energy Transition Outlook \u00bb (2021), \u00e0 la p 28, en ligne (pdf) : <em>IREA <\/em>&lt;<a href=\"https:\/\/www.irena.org\/-\/media\/Files\/IRENA\/Agency\/Publication\/2021\/Jun\/IRENA_World_Energy_Transitions_Outlook_2021.pdf?rev=71105a4b8682418297cd220c007da1b9\" target=\"_blank\" rel=\"noopener\">www.irena.org\/-\/media\/Files\/IRENA\/Agency\/Publication\/2021\/Jun\/IRENA_World_Energy_Transitions_Outlook_2021.pdf?rev=71105a4b8682418297cd220c007da1b9<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Nova Scotia Power Incorporated (Re),<\/em> 2022, NSUARB 2.<\/li>\n<li>Pour obtenir des renseignements d\u00e9taill\u00e9s sur le projet, voir : William Lahey, \u00ab R\u00e8glementation et cr\u00e9ation d\u2019une nouvelle industrie de l\u2019\u00e9nergie : \u00e9nergie mar\u00e9motrice en Nouvelle-\u00c9cosse \u00bb (septembre 2015) 3:3 Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie , en ligne :\u00a0<em>ERQ<\/em> &lt;<a href=\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/regulation-and-development-of-a-new-energy-industry-tidal-energy-in-nova-scotia#sthash.yZZhBdVz.dpbs\" target=\"_blank\" rel=\"noopener\">energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/regulation-and-development-of-a-new-energy-industry-tidal-energy-in-nova-scotia<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Supra <\/em>note 17 at para\u00a032.<\/li>\n<li><em>Ibid <\/em>aux para 89\u201393.<\/li>\n<li><em>Ibid <\/em>au para 99.<\/li>\n<li><em>Ibid <\/em>au para 118.<\/li>\n<li>Colleen Kaiser, Geoff McCarney et Stewart Elgie, \u00ab Agile Regulation for Clean Energy Innovation \u00bb (juillet 2021), \u00e0 la p 1, en ligne (pdf) : <em>Institut pour l\u2019IntelliProsp\u00e9rit\u00e9<\/em> &lt;<a href=\"https:\/\/institute.smartprosperity.ca\/sites\/default\/files\/WP_Agile_regulation.pdf\" target=\"_blank\" rel=\"noopener\">institute.smartprosperity.ca\/sites\/default\/files\/WP_Agile_regulation.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Ibid <\/em>\u00e0 la p\u00a04.<\/li>\n<li>Lettre d\u2019instructions du ministre de l\u2019\u00c9nergie au pr\u00e9sident par int\u00e9rim de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, (29 novembre 2023), \u00e0 la p 3, en ligne (pdf) : &lt;<a href=\"https:\/\/www.oeb.ca\/sites\/default\/files\/letter-of-direction-from-the-Minister-of-Energy-20231129.pdf\" target=\"_blank\" rel=\"noopener\">www.oeb.ca\/sites\/default\/files\/letter-of-direction-from-the-Minister-of-Energy-20231129.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Supra <\/em>note 17.<\/li>\n<li>Scott Hempling, \u00ab Des tramways aux panneaux solaires : La politique des co\u00fbts \u00e9chou\u00e9s aux \u00c9tats\u2011Unis \u00bb (septembre 2015) 3:3 Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie, en ligne :\u00a0<em>ERQ<\/em> &lt;<a href=\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/from-streetcars-to-solar-panels-stranded-cost-policy-in-the-united-states#sthash.pMOYA1Jz.dpbs\" target=\"_blank\" rel=\"noopener\">energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/from-streetcars-to-solar-panels-stranded-cost-policy-in-the-united-states<\/a>&gt;.<\/li>\n<\/ol>\n<p><\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>INTRODUCTION Les politiques de lutte contre les changements climatiques dans le monde entier ont eu un impact significatif sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie. 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