<\/p>\n
Vers la fin de 2023, deux d\u00e9cisions ayant de frappantes similitudes ont \u00e9t\u00e9 rendues presque simultan\u00e9ment, l\u2019une par la British Columbia Utilities Commission (BCUC) et l\u2019autre par la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (CEO). Elles ont toutes deux soulev\u00e9 d\u2019importantes pr\u00e9occupations au sujet des investissements dans l\u2019infrastructure de gaz naturel, mais aucune n\u2019a tenu compte des questions plus vastes soulev\u00e9es par l\u2019\u00e9volution du contexte \u00e9nerg\u00e9tique au Canada.<\/p>\n
Au nombre de ces questions plus vastes :<\/p>\n
Le pr\u00e9sent article examine ces questions plus vastes et souligne les difficult\u00e9s qui peuvent se pr\u00e9senter \u00e0 leur examen.<\/p>\n
Le 21 d\u00e9cembre 2023, la CEO a rendu sa d\u00e9cision et son ordonnance \u00e0 l\u2019\u00e9gard des questions restantes li\u00e9es \u00e0 la phase 1 de la demande d\u2019Enbridge Gas Inc. (Enbridge) visant \u00e0 faire approuver des modifications aux tarifs qu\u2019elle applique \u00e0 la vente, \u00e0 la distribution, au transport et au stockage du gaz \u00e0 compter du 1er<\/sup> janvier 2024.<\/p>\n Dans sa d\u00e9cision, le Comit\u00e9 d\u2019experts de la CEO a d\u00e9cid\u00e9 \u00e0 la majorit\u00e9 que, pour les raccordements de clients \u00e0 faible volume, l\u2019horizon de revenus qu\u2019Enbridge utilise pour d\u00e9terminer la faisabilit\u00e9 \u00e9conomique de nouveaux raccordements doit \u00eatre ramen\u00e9 de 40 ans \u00e0 z\u00e9ro, r\u00e9duisant ainsi le risque d\u2019actifs immobilis\u00e9s \u00e0 z\u00e9ro, \u00e0 compter du 1er janvier 2025. Cette m\u00e9thode emp\u00eache effectivement de raccorder de nouveaux clients, car les co\u00fbts d\u00e9passeront de loin les co\u00fbts de solutions de rechange \u00e0 l\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n Le Comit\u00e9 d\u2019experts a \u00e9galement r\u00e9duit de 250 millions de dollars le budget des immobilisations global propos\u00e9 par Enbridge d\u2019environ 1,4 milliard de dollars pour 2024, en indiquant que :<\/p>\n [l]e risque que les actifs utilis\u00e9s pour servir les clients actuels et nouveaux d\u2019Enbridge soient bloqu\u00e9s en raison de la transition \u00e9nerg\u00e9tique est r\u00e9el. 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 raisonnable. Le risque li\u00e9 aux actifs immobilis\u00e9s affecte tous les aspects du r\u00e9seau d\u2019Enbridge ainsi que ses propositions de d\u00e9penses d\u2019investissement pour l\u2019expansion et le renouvellement du r\u00e9seau [traduction][1]<\/sup>.<\/p>\n Le Comit\u00e9 d\u2019experts a ajout\u00e9 que<\/p>\n les actifs qu\u2019Enbridge Gas propose d\u2019ajouter \u00e0 la base tarifaire en 2024 seraient amortis sur une p\u00e9riode de 40 ans ou plus, en fonction de la dur\u00e9e de vie des actifs physiques. Il en irait de m\u00eame des actifs qu\u2019Enbridge Gas pr\u00e9voit d\u2019ajouter au cours de chacune des quatre ann\u00e9es suivantes, comme il est propos\u00e9 dans sa demande, et au cours des dix prochaines ann\u00e9es, comme il est propos\u00e9 dans son plan de gestion des actifs. Il s\u2019agit de l\u2019horizon de 40 ans en fonction duquel le risque li\u00e9 aux actifs immobilis\u00e9s doit \u00eatre examin\u00e9, et non de l\u2019horizon de cinq ans de la dur\u00e9e tarifaire demand\u00e9e, qu\u2019Enbridge Gas exhorte le Comit\u00e9 d\u2019experts \u00e0 utiliser. Dans une perspective de 40 ans, la proposition d\u2019Enbridge Gas ressemble beaucoup au statu quo et n\u2019est pas viable [traduction][2]<\/sup>.<\/p>\n Les directives que le Comit\u00e9 d\u2019experts a donn\u00e9es \u00e0 Enbridge pour att\u00e9nuer le risque li\u00e9 aux actifs immobilis\u00e9s trahissaient \u00e9galement sa pr\u00e9occupation au sujet de la viabilit\u00e9, \u00e0 savoir :<\/p>\n L\u2019un des trois membres du Comit\u00e9 d\u2019experts, la commissaire Allison Duff, a exprim\u00e9 sa dissidence quant \u00e0 l\u2019horizon de revenu ramen\u00e9 \u00e0 z\u00e9ro an aux fins de l\u2019\u00e9valuation de la faisabilit\u00e9 \u00e9conomique de l\u2019expansion pour raccorder des clients \u00e0 faible volume, affirmant qu\u2019aucun \u00e9l\u00e9ment probant ne justifie de recouvrer enti\u00e8rement les co\u00fbts de raccordement d\u00e8s le d\u00e9part. Plus particuli\u00e8rement, elle consid\u00e8re que la justification est une conjecture, car aucun promoteur n\u2019est intervenu ou n\u2019a d\u00e9pos\u00e9 d\u2019\u00e9l\u00e9ment probant dans l\u2019instance en cause. La commissaire Duff estime plut\u00f4t qu\u2019un horizon de revenus de 20 ans est appropri\u00e9[4]<\/sup>.<\/p>\n Elle a ajout\u00e9 que : \u00ab le risque de cons\u00e9quences impr\u00e9vues pour Enbridge Gas, ses clients et d\u2019autres intervenants augmentait compte tenu de l\u2019ampleur de ce changement d\u00e9terminant \u00bb [traduction][5]<\/sup>.<\/p>\n La commissaire Duff a \u00e9galement exprim\u00e9 des pr\u00e9occupations au sujet de la faisabilit\u00e9 de remplacer les nouveaux raccordements au gaz par un approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9 : \u00ab les producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, les transporteurs, les distributeurs et la SIERE seraient-ils en mesure de r\u00e9pondre \u00e0 la demande d\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario en 2025 ? Je ne sais pas \u00bb [traduction].[6]<\/sup><\/p>\n La r\u00e9action \u00e0 la d\u00e9cision a \u00e9t\u00e9 rapide. Le lendemain m\u00eame, le ministre de l\u2019\u00c9nergie de l\u2019Ontario s\u2019est dit \u00ab extr\u00eamement d\u00e9\u00e7u \u00bb de la d\u00e9cision partag\u00e9e et a d\u00e9clar\u00e9 \u00ab j\u2019utiliserai tous les pouvoirs dont je dispose en ma qualit\u00e9 de ministre pour mettre en suspens la d\u00e9cision de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario [\u2026] [n]ous ne pouvons pas accepter cela \u00bb[7]<\/sup>.<\/p>\n L\u2019opposition \u00e0 la d\u00e9cision \u00e9tait ax\u00e9e sur l\u2019abordabilit\u00e9. Le ministre Todd a expliqu\u00e9 que cela pourrait se traduire par des dizaines de milliers de dollars suppl\u00e9mentaires sur les frais de construction de nouvelles maisons, ce qui ralentirait ou emp\u00eacherait la construction de nouveaux logements, y compris de logements abordables[8]<\/sup>.<\/p>\n Comme il fallait s\u2019y attendre, Enbridge s\u2019est dite d\u00e9\u00e7ue de la d\u00e9cision et \u00ab examine toutes les options possibles pour contester l\u2019ordonnance, y compris le recours aux tribunaux \u00bb [traduction][9]<\/sup>.<\/p>\n Enbridge a \u00e9galement formul\u00e9 les commentaires suivants sur les enjeux relatifs \u00e0 l\u2019abordabilit\u00e9 : \u00ab [d]ans une conjoncture o\u00f9 l\u2019abordabilit\u00e9 est la principale pr\u00e9occupation des Ontariens, cette d\u00e9cision signifie que les nouveaux clients devront payer les frais de raccordement au r\u00e9seau de gaz naturel imm\u00e9diatement, au lieu d\u2019\u00e9chelonner les paiements sur plusieurs ann\u00e9es, ce qui entra\u00eenera une charge financi\u00e8re inutile pour les r\u00e9sidents \u00bb [traduction][10]<\/sup>.<\/p>\n Le 22 d\u00e9cembre 2023, la BCUC a rendu sa d\u00e9cision rejetant la demande de FortisBC Energy Inc. (\u00ab Fortis \u00bb) visant l\u2019obtention d\u2019un certificat de commodit\u00e9 et de n\u00e9cessit\u00e9 (CCN) pour son projet d\u2019augmentation de la capacit\u00e9 de l\u2019Okanagan, qui comprenait la construction, l\u2019installation et l\u2019exploitation d\u2019un nouveau gazoduc d\u2019environ 30 kilom\u00e8tres. Le rejet de la demande \u00e9tait une d\u00e9cision unanime du Comit\u00e9 d\u2019experts form\u00e9 de deux personnes. Le Comit\u00e9 d\u2019experts a d\u00e9termin\u00e9 que le projet n\u2019\u00e9tait pas n\u00e9cessaire pour des raisons de commodit\u00e9 ou d\u2019int\u00e9r\u00eat du public[11]<\/sup>.<\/p>\n Dans sa demande, Fortis a indiqu\u00e9 que le projet d\u2019expansion 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 Colombie-Britannique, en raison de la croissance d\u00e9mographique. Fortis a indiqu\u00e9 qu\u2019elle s\u2019attend \u00e0 devenir incapable de r\u00e9pondre \u00e0 la demande croissante avec son infrastructure pipelini\u00e8re existante, d\u00e8s l\u2019hiver 2026\u20132027[12]<\/sup>.<\/p>\n Le Comit\u00e9 d\u2019experts a conclu que la demande de Fortis ne tenait pas compte de la possibilit\u00e9 que la demande de gaz naturel dans la r\u00e9gion de l\u2019Okanagan cesse de cro\u00eetre, voire diminue, au cours des 20 prochaines ann\u00e9es, en partie en raison des engagements pris dans la feuille de route CleanBC, des effets du BC Building Code et du BC Energy Step Code et d\u2019autres directives d\u2019am\u00e9nagement ou r\u00e8glements de zonage[13]<\/sup>.<\/p>\n Comme il est indiqu\u00e9 dans la d\u00e9cision, et compte tenu des chiffres sur lesquels la d\u00e9cision \u00e9tait fond\u00e9e, l\u2019estimation la plus r\u00e9cente du co\u00fbt du projet \u00e9tait de 327,4 millions de dollars, avec un impact sur le taux d\u2019approvisionnement en \u00e9nergie de 2,37 %. Cependant, les donn\u00e9es probantes sugg\u00e8rent que cet impact sur le taux peut \u00eatre surestim\u00e9, car l\u2019impact sur le taux pond\u00e9r\u00e9 est de 1,78 %[14]<\/sup>.<\/p>\n L\u2019un des points de mire de l\u2019instance \u00e9tait l\u2019examen de solutions de rechange au gazoduc, le transport de GNC par camion pour r\u00e9pondre aux charges de pointe \u00e9tant probablement l\u2019option examin\u00e9e le plus minutieusement. Fortis \u00e9tait d\u2019avis que cette option n\u2019\u00e9tait pas pratique, un avis que ne partageait pas le Comit\u00e9 d\u2019experts. Bien qu\u2019elle ait reconnu que \u00ab cette solution n\u2019est pas appropri\u00e9e \u00e0 long terme, car elle comporte de nombreux inconv\u00e9nients \u00bb [traduction], elle a reconnu qu\u2019elle pouvait \u00eatre pertinente \u00e0 court terme, car elle \u00ab permettrait peut-\u00eatre de combler une lacune de fa\u00e7on rentable entre-temps \u00bb [traduction].<\/p>\n Le Comit\u00e9 d\u2019experts a \u00e9galement sugg\u00e9r\u00e9 que d\u2019autres strat\u00e9gies d\u2019att\u00e9nuation \u00e0 court terme pourraient \u00eatre \u00ab cibl\u00e9es de mani\u00e8re \u00e0 pallier l\u2019\u00e9ventuelle capacit\u00e9 insuffisante des parties du r\u00e9seau de transport de gaz qui, selon Fortis, seraient les premi\u00e8res \u00e0 conna\u00eetre des d\u00e9ficits de capacit\u00e9. Les premi\u00e8res collectivit\u00e9s qui seraient touch\u00e9es par cette insuffisance de la capacit\u00e9 sont celles de West Kelowna, Lumby et Lavington, qui comptent une population totale d\u2019environ 40 000 habitants.<\/p>\n La seule autre solution possible \u00e0 court terme (autre que le transport par camion) sugg\u00e9r\u00e9e par le Comit\u00e9 d\u2019experts \u00e9tait l\u2019unit\u00e9 d\u2019\u00e9cr\u00eatement des pointes au GNC d\u00e9crite dans le projet d\u2019augmentation de la capacit\u00e9 de Gibsons de Fortis \u00bb [traduction]. L\u2019unit\u00e9 d\u2019\u00e9cr\u00eatement des pointes au GNC approuv\u00e9e, mais qui n\u2019est pas encore termin\u00e9e, desservira une ville d\u2019environ 5 000 habitants sur la \u00ab Sunshine Coast \u00bb, une r\u00e9gion qui conna\u00eet des hivers un peu plus chauds que l\u2019Okanagan.<\/p>\n Cette unit\u00e9 \u00e9limine le besoin de charger du GNC sur des camions, depuis un chaland, pour compl\u00e9ter la capacit\u00e9 du pipeline de distribution existant. Elle est compos\u00e9e d\u2019une installation d\u2019\u00e9cr\u00eatement des pointes \u00e0 remplissage lent et des raccordements associ\u00e9s \u00e0 la conduite de distribution principale existante. L\u2019installation tire le gaz du r\u00e9seau de distribution existant pendant les p\u00e9riodes de faible demande du r\u00e9seau, le comprime et le stocke dans deux r\u00e9servoirs de stockage \u00e0 haute pression. Pendant les p\u00e9riodes de forte demande de gaz, le gaz stock\u00e9 sera d\u00e9pressuris\u00e9, chauff\u00e9 et r\u00e9inject\u00e9 dans le r\u00e9seau de distribution pour compl\u00e9ter l\u2019approvisionnement. Son co\u00fbt d\u2019environ 12 millions de dollars est inf\u00e9rieur \u00e0 celui d\u2019une mise \u00e0 niveau d\u2019un pipeline[15]<\/sup>.<\/p>\n Le Comit\u00e9 d\u2019experts a enjoint \u00e0 Fortis de d\u00e9poser un plan de rechange d\u2019ici juillet 2024.<\/p>\n La r\u00e9action \u00e0 la d\u00e9cision de la BCUC a \u00e9t\u00e9 mitig\u00e9e, du moins comparativement \u00e0 la r\u00e9action de l\u2019Ontario \u00e0 la d\u00e9cision de la CEO. Dans sa d\u00e9claration officielle, Fortis exprime sa \u00ab d\u00e9ception \u00bb et souligne :<\/p>\n [l]e projet d\u2019augmentation de la capacit\u00e9 de l\u2019Okanagan est n\u00e9cessaire pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande d\u2019\u00e9nergie de pointe dans la r\u00e9gion de l\u2019Okanagan, qui s\u2019observe pendant les mois d\u2019hiver plus froids, lorsque les clients comptent sur le gaz pour chauffer leurs maisons et leurs entreprises [\u2026] L\u2019infrastructure de Fortis est essentielle \u00e0 l\u2019approvisionnement en gaz renouvelable et \u00e0 faibles \u00e9missions de carbone, deux caract\u00e9ristiques essentielles \u00e0 la capacit\u00e9 de la province d\u2019atteindre ses cibles de carboneutralit\u00e9 \u00e9nonc\u00e9es dans son plan CleanBC [traduction][16]<\/sup>.<\/p>\n Bien que ces deux d\u00e9cisions en disent long sur le point de vue de leurs organismes de r\u00e8glementation respectifs sur l\u2019avenir du r\u00e9seau de gaz naturel, elles restent muettes sur un certain nombre de questions cruciales, notamment : Quel est le r\u00f4le du r\u00e9seau de distribution de gaz naturel ? Existe-t-il un plan global pour la transition ? En l\u2019absence de gaz naturel, d\u2019o\u00f9 proviendra l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ? Existe-t-il un plan conjoint pour la transition?<\/p>\n Les deux d\u00e9cisions reposent sur la pr\u00e9misse voulant que la n\u00e9cessit\u00e9 d\u2019un r\u00e9seau de distribution de gaz naturel diminue \u00e0 mesure que la demande de gaz naturel classique diminue. En combinant cette hypoth\u00e8se avec les conclusions selon lesquelles la demande de gaz naturel classique pourrait \u00eatre r\u00e9duite ou \u00e9limin\u00e9e au cours des quelque 40 prochaines ann\u00e9es, on parvient \u00e0 la conclusion que les investissements dans l\u2019infrastructure gazi\u00e8re doivent \u00eatre r\u00e9duits afin de g\u00e9rer prudemment le risque li\u00e9 aux actifs immobilis\u00e9s.<\/p>\n Toutefois, dans les deux d\u00e9cisions, ces hypoth\u00e8ses semblent \u00eatre fond\u00e9es sur la mise en \u0153uvre efficace d\u2019une voie pr\u00e9sum\u00e9e particuli\u00e8re vers la d\u00e9carbonisation, en particulier le remplacement du gaz naturel classique par l\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n Aucune de ces d\u00e9cisions ne tient compte de la diff\u00e9rence entre la demande d\u2019un r\u00e9seau de gazoducs et la demande de gaz naturel classique.<\/p>\n \u00c0 l\u2019heure actuelle, Enbridge et Fortis vendent une quantit\u00e9 limit\u00e9e de ce qu\u2019elles appellent du \u00ab gaz naturel renouvelable \u00bb (GNR) par l\u2019entremise du m\u00eame r\u00e9seau pipelinier. Bien que le GNR ne soit pas actuellement une voie de conformit\u00e9 approuv\u00e9e en Colombie-Britannique, le Comit\u00e9 d\u2019experts de la BCUC a reconnu que, s\u2019il en devenait une, \u00ab il pourrait y avoir peu d\u2019\u00e9cart dans la trajectoire des pr\u00e9visions de pointe de la demande \u00e0 plus long terme de FEI \u00bb [traduction][17]<\/sup>. Cependant, en raison de cette incertitude et aussi parce qu\u2019aucune d\u00e9cision n\u2019a \u00e9t\u00e9 prise \u00e0 ce jour au sujet de l\u2019examen global r\u00e9vis\u00e9 du gaz renouvelable, le Comit\u00e9 d\u2019experts a refus\u00e9 de tenir compte de la possibilit\u00e9 que les pr\u00e9visions de charge de Fortis puissent \u00eatre raisonnables.<\/p>\n La BCUC a r\u00e9cemment publi\u00e9 un rapport sur le gaz naturel renouvelable dans lequel elle examine la question de la production de gaz avec mesures de r\u00e9duction des \u00e9missions, qu\u2019elle d\u00e9finit comme la production de gaz naturel classique combin\u00e9e \u00e0 des proc\u00e9d\u00e9s g\u00e9n\u00e9rateurs de cr\u00e9dits verts utilisant toute source autre que la production de biom\u00e9thane[18]<\/sup>.<\/p>\n Le rapport recommandait notamment que le gouvernement provincial :<\/p>\n envisage des modifications l\u00e9gislatives pour reconna\u00eetre la production de gaz combin\u00e9e \u00e0 des proc\u00e9d\u00e9s g\u00e9n\u00e9rateurs de cr\u00e9dits verts. La production de ce gaz devrait \u00eatre combin\u00e9e \u00e0 des proc\u00e9d\u00e9s g\u00e9n\u00e9rateurs de cr\u00e9dits verts qui r\u00e9pondent clairement aux objectifs de la CEA <\/em>[Clean Energy Act<\/em>], de la feuille de route CleanBC jusqu\u2019\u00e0 2030 et des engagements plus g\u00e9n\u00e9raux de la Colombie-Britannique en mati\u00e8re de r\u00e9duction des GES, et constitue donc une voie acceptable et r\u00e9alisable vers la r\u00e9duction des \u00e9missions pour la province[19]<\/sup>.<\/p>\n Est-il possible que le r\u00e9seau existant de gazoducs puisse servir \u00e0 transporter d\u2019autres gaz pour le chauffage domestique, comme l\u2019hydrog\u00e8ne, le gaz naturel classique combin\u00e9 \u00e0 des syst\u00e8mes de captage et de stockage du carbone ou d\u2019autres gaz produits avec mesures de r\u00e9duction ?<\/p>\n La r\u00e9ponse \u00e0 ces questions est une t\u00e2che ardue pour l\u2019organisme de r\u00e8glementation. Il n\u2019existe aucun cadre l\u00e9gislatif dans l\u2019une ou l\u2019autre des provinces qui comprend une politique claire sur ces mod\u00e8les. De plus, ils font appel \u00e0 des technologies nouvelles et en \u00e9volution, dont les produits sont incertains et dont les r\u00e9percussions sur les co\u00fbts sont largement inconnues.<\/p>\n La question de savoir d\u2019o\u00f9 proviendrait l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 si la demande de gaz naturel \u00e9tait partiellement ou compl\u00e8tement remplac\u00e9e par l\u2019\u00e9lectrification du chauffage domestique n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 abord\u00e9e dans les deux d\u00e9cisions.<\/p>\n En Ontario, la SIERE est optimiste quant \u00e0 la capacit\u00e9 du r\u00e9seau \u00e9lectrique d\u2019\u00e9liminer compl\u00e8tement la production de gaz naturel dans son propre r\u00e9seau \u00e9lectrique d\u2019ici 2050. Un rapport publi\u00e9 \u00e0 la fin de 2022 indique qu\u2019avant d\u2019imposer un moratoire sur la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du gaz naturel en 2027, il faudrait d\u00e9penser environ 400 milliards de dollars en immobilisations et construire de nouvelles centrales nucl\u00e9aires de grande envergure.<\/p>\n De plus, dans une \u00e9valuation de la suffisance des ressources pour la p\u00e9riode de 2025 \u00e0 2027, la SIERE indique que \u00ab l\u2019Ontario aura besoin de 4 000 MW de puissance \u00e9lectrique suppl\u00e9mentaire entre 2025 et 2027, ce qui \u00e9quivaut \u00e0 ajouter une ville de la taille de Toronto au r\u00e9seau \u00e9lectrique \u00bb [traduction]. La SIERE recommande en outre que la province augmente l\u2019utilisation du gaz naturel pour \u00e9viter une p\u00e9nurie d\u2019\u00e9nergie, affirmant qu\u2019il n\u2019y a pas de solution de rechange \u00ab comparable en tous points \u00bb au gaz naturel.<\/p>\n Par cons\u00e9quent, le gouvernement provincial a approuv\u00e9 le plan de la SIERE visant \u00e0 ajouter 1 500 MW de nouvelle capacit\u00e9 de gaz naturel entre 2025 et 2027, et 2 500 MW de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de source autre que le gaz naturel \u2014 dont au moins 1 500 MW devraient \u00eatre stock\u00e9s, tandis que le reste devrait \u00eatre provenir d\u2019autres sources propres, comme la technologie des batteries solaires hybrides ou la nouvelle puissance hydro\u00e9lectrique[20]<\/sup>.<\/p>\n Les autres solutions paraissant toutes \u00e9quivalentes \u00e0 court terme, la charge suppl\u00e9mentaire d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 exige une production suppl\u00e9mentaire d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du gaz. Si tel est le cas, \u00e0 court terme du moins, remplacer le gaz naturel par de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 signifie de remplacer le gaz naturel par de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qui peut \u00eatre produite \u00e0 partir du gaz naturel.<\/p>\n Quoi qu\u2019il en soit, il n\u2019est pas clair de savoir si le Comit\u00e9 d\u2019experts de la CEO a tenu compte de l\u2019un ou l\u2019autre de ces facteurs. Si sa d\u00e9cision entra\u00eene un passage du gaz naturel \u00e0 l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 court terme. Cela augmentera-t- il la charge \u00e9lectrique n\u00e9cessaire entre 2025 et 2027 au-del\u00e0 de ce qui \u00e9tait envisag\u00e9 dans l\u2019\u00e9tude de la SIERE de 2022 ? Une majorit\u00e9 des membres du Comit\u00e9 d\u2019experts n\u2019a pas sembl\u00e9 tenir compte de l\u2019incidence de sa d\u00e9cision sur la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u2014 et de la provenance de toute puissance \u00e9lectrique suppl\u00e9mentaire pour r\u00e9pondre aux besoins de chauffage des b\u00e2timents auxquels aurait autrement r\u00e9pondu le gaz naturel \u2014 contrairement \u00e0 la commissaire dissidente.<\/p>\n Le 24 f\u00e9vrier 2023, en C.-B., dans le cadre de son processus d\u2019\u00e9tablissement du plan pour les ressources \u00e0 long terme, Fortis a d\u00e9pos\u00e9 son \u00e9tude de cas sur l\u2019\u00e9lectrification de Kelowna. L\u2019\u00e9tude conclut qu\u2019e :<\/p>\n [\u2026] avec une \u00e9lectrification de 100 % de la charge de gaz et une temp\u00e9rature quotidienne moyenne de -26 Celsius, la demande de pointe en 2040 ferait plus que tripler, passant de 472 m\u00e9gawatts (MW) \u00e0 1 429 MW, ce qui entra\u00eenerait des d\u00e9penses d\u2019investissement estim\u00e9es entre 2,6 et 3,4 milliards de dollars sur le r\u00e9seau de distribution et de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, qui seraient n\u00e9cessaires dans moins de 20 ans. M\u00eame avec une \u00e9lectrification de 25 % de la charge de gaz, la demande de pointe passerait \u00e0 711 MW, ce qui entra\u00eenerait des d\u00e9penses d\u2019investissement estim\u00e9es entre 1,3 et 1,7 milliard de dollars au cours de la m\u00eame p\u00e9riode [traduction][21]<\/sup>.<\/p>\n Toutefois, le Comit\u00e9 d\u2019experts de la BCUC ne semble pas avoir tenu compte de cette preuve dans l\u2019instance sur le projet OCU, m\u00eame si la Utilities Commission Act <\/em>l\u2019oblige \u00e0 tenir compte du plan de ressources \u00e0 long terme le plus r\u00e9cent d\u00e9pos\u00e9 par un service public lorsqu\u2019elle examine une demande visant des infrastructures nouvelles, comme ce nouveau pipeline[22]<\/sup>.<\/p>\n Une soci\u00e9t\u00e9 s\u0153ur, Fortis Electric, fournit l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour le projet de l\u2019Okanagan. Fortis Electric a d\u00e9pos\u00e9 son plan de ressource \u00e0 long terme le plus r\u00e9cent en 2021. Ce plan ne pr\u00e9voyait aucune augmentation de la charge de chauffage attribuable \u00e0 la r\u00e9duction de la demande de gaz naturel.<\/p>\n De plus, selon son rapport annuel de 2020, environ 18 % de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de Fortis Electric est achet\u00e9e au titre d\u2019un contrat d\u2019achat d\u2019\u00e9nergie avec BC Hydro, qui fournit de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 la majeure partie de la province[23]<\/sup>. BC Hydro a d\u00e9pos\u00e9 son Plan de ressource int\u00e9gr\u00e9 \u00e0 la fin de 2022. Il n\u2019a relev\u00e9 aucune augmentation de la demande pour remplacer le gaz naturel comme combustible de chauffage domestique. Bien qu\u2019elle ait depuis r\u00e9vis\u00e9 ses pr\u00e9visions de charge et que son audience sur le Plan de ressource int\u00e9gr\u00e9 soit en cours, il n\u2019est pas clair si cela fournit une capacit\u00e9 suppl\u00e9mentaire pour l\u2019Okanagan ou si elle dispose d\u2019une infrastructure suffisante pour fournir cette capacit\u00e9 suppl\u00e9mentaire.<\/p>\n Des \u00e9v\u00e9nements r\u00e9cents mettent en relief le niveau d\u2019\u00e9lectrification requis pour r\u00e9pondre \u00e0 la charge de chauffage les jours de pointe. Le 12 janvier 2024, les temp\u00e9ratures froides ont fracass\u00e9 de nombreux records de temp\u00e9rature en Colombie-Britannique. Selon un communiqu\u00e9 de presse de Fortis, son syst\u00e8me au gaz a fourni 21 763 MW, soit pr\u00e8s du double des 11 300 MW fournis par BC Hydro[24]<\/sup>. Il est clair que le remplacement du gaz naturel comme combustible de chauffage par de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 exigera beaucoup de r\u00e9flexion et de planification.<\/p>\n Dans la d\u00e9cision Enbridge, le Comit\u00e9 d\u2019experts a d\u00e9clar\u00e9 ce qui suit :<\/p>\n [f ]ace \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. 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 immobilis\u00e9s aux fins de l\u2019\u00e9tablissement des tarifs pour 2024. Cette position n\u2019est pas logique [traduction][25]<\/sup>.<\/p>\n En effet, il n\u2019est pas logique de supposer que la demande de gaz naturel classique diminuera consid\u00e9rablement \u00e0 court et \u00e0 moyen terme. Cependant, comme la commissaire Duff l\u2019a soulign\u00e9 dans son opinion dissidente, d\u2019o\u00f9 proviendra l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour remplacer la demande de gaz naturel ? Tant que les organismes de r\u00e8glementation ne pourront pas savoir d\u2019o\u00f9 elle proviendra et \u00e0 quel prix, est-il prudent de supposer que nous n\u2019avons pas besoin de gaz naturel classique ?<\/p>\n Dans la d\u00e9cision de la BCUC, l\u2019organisme de r\u00e8glementation a enjoint \u00e0 Fortis de trouver une solution \u00e0 court terme, en attendant que se clarifie l\u2019avenir du r\u00e9seau de distribution de gaz en C.-B. La Commission a conclu :<\/p>\n [i]l existe un risque important que la croissance pr\u00e9vue s\u2019aplanisse ou commence \u00e0 diminuer en raison de l\u2019incapacit\u00e9 de Fortis \u00e0 r\u00e9pondre aux besoins des nouveaux clients en mati\u00e8re de chauffage des locaux et de l\u2019eau, en raison des engagements pris par la province dans le cadre de la feuille de route CleanBC, des modifications apport\u00e9es au BC Energy Step Code et au ZCSC [Zero Carbon Step Code] \u00bb [traduction][26]<\/sup>.<\/p>\n Encore une fois, il s\u2019agit d\u2019une conclusion non d\u00e9raisonnable \u00e0 premi\u00e8re vue. Toutefois, comme dans le cas de la d\u00e9cision de la CEO, elle suppose que le gaz naturel \u2014 ou tout autre produit transport\u00e9 par le gazoduc \u2014 ne permettra pas d\u2019atteindre les objectifs de d\u00e9carbonisation du gouvernement et que le gaz naturel peut \u00eatre remplac\u00e9 par de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sans \u00e9mission \u00e0 un co\u00fbt raisonnable et dans les d\u00e9lais prescrits.<\/p>\n Est-ce l\u2019approche la plus prudente ? Est-ce que le fait de refuser une demande de capacit\u00e9 dont on a manifestement besoin \u00e0 court terme dans le but d\u2019\u00e9conomiser les co\u00fbts du contribuable augmente le risque pour les clients du service public ? Ce sont eux qui sont directement touch\u00e9s lorsque les risques se concr\u00e9tisent, par exemple par l\u2019augmentation des co\u00fbts de l\u2019\u00e9nergie, les pannes d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ou les baisses de tension lorsqu\u2019il n\u2019y a pas suffisamment d\u2019\u00e9nergie pendant les journ\u00e9es froides d\u2019hiver.<\/p>\n La r\u00e9ponse \u00e0 ces questions exige une vision beaucoup plus holistique que celle qui a \u00e9t\u00e9 utilis\u00e9e dans l\u2019une ou l\u2019autre des d\u00e9cisions. Cela \u00e9tant dit, il s\u2019entend qu\u2019il est difficile pour les organismes de r\u00e8glementation d\u2019obtenir une vision holistique de la transition \u00e9nerg\u00e9tique. Dans bien des cas, les lois ne sont pas encore au rendez-vous pour appuyer cette transition et la technologie pour sa part \u00e9volue rapidement. En outre, les organismes de r\u00e8glementation ont toujours examin\u00e9 des demandes particuli\u00e8res sur la base de leurs propres m\u00e9rites, souvent en mobilisant des comit\u00e9s d\u2019experts distincts responsables d\u2019examiner des demandes distinctes. Cela peut mener \u00e0 un cloisonnement in\u00e9vitable des enjeux.<\/p>\n L\u2019\u00e9tude de Kelowna conclut que des conjonctures se pr\u00eatent \u00e0 la mise en \u0153uvre de solutions pour g\u00e9rer la transition \u00e9nerg\u00e9tique par l\u2019exploitation d\u2019un r\u00e9seau int\u00e9gr\u00e9 de gaz et d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n De plus, la BCUC a r\u00e9cemment men\u00e9 un exercice visant \u00e0 \u00e9laborer des pr\u00e9visions de charges conjointes pour BC Hydro et Fortis. Chaque entreprise peut ainsi r\u00e9pondre aux divers sc\u00e9narios pr\u00e9sent\u00e9s par l\u2019autre. Les \u00e9l\u00e9ments en faisant foi ont \u00e9t\u00e9 d\u00e9pos\u00e9s dans le cadre des proc\u00e9dures relatives aux plans de ressource r\u00e9cemment d\u00e9pos\u00e9s par Fortis et BC Hydro.<\/p>\n Les organismes de r\u00e8glementation ont besoin d\u2019une vue d\u2019ensemble de ce que ces exercices peuvent procurer. Le Comit\u00e9 de transition relative \u00e0 l\u2019\u00e9lectrification et \u00e0 l\u2019\u00e9nergie convoqu\u00e9 par le gouvernement de l\u2019Ontario semble \u00eatre d\u2019accord. Dans son r\u00e9cent rapport, publi\u00e9 \u00e0 la suite de ces deux d\u00e9cisions, il \u00e9nonce les sept principes, et les prochaines \u00e9tapes, \u00ab qui aideraient l\u2019Ontario \u00e0 n\u00e9gocier et r\u00e9ussir la transition vers une \u00e9conomie ax\u00e9e sur l\u2019\u00e9nergie propre sur le long terme \u00bb ; l\u2019un de ces principes est le suivant : \u00ab [a]ssurer une collaboration et une int\u00e9gration efficaces lors de la planification de toutes les sources d\u2019\u00e9nergie, surtout l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et le gaz naturel, en couvrant tous les secteurs d\u2019utilisation finale et tous les ordres de gouvernement, de mani\u00e8re \u00e0 tirer le maximum de b\u00e9n\u00e9fice des investissements et de l\u2019innovation \u00bb[27]<\/sup>.<\/p>\n Aucune de ces d\u00e9cisions n\u2019impliquait des sommes d\u2019argent importantes \u2014 plusieurs centaines de millions dans chaque cas \u2014 par rapport aux bases tarifaires qui se mesurent en milliards. Il n\u2019est pas inhabituel non plus qu\u2019un organisme de r\u00e8glementation refuse une demande de d\u00e9penses de cette ampleur. De plus, les deux d\u00e9cisions \u00e9taient bien \u00e9tay\u00e9es, du moins en regard du cadre disons, plut\u00f4t \u00e9troit, dont les d\u00e9cideurs se sont eux-m\u00eames dot\u00e9s. Pourquoi sont-elles importantes ?<\/p>\n Leur importance tient \u00e0 ce sur quoi elles sont rest\u00e9es muettes, et non \u00e0 ce qu\u2019elles ont dit. Aucune de ces d\u00e9cisions n\u2019a examin\u00e9 \u00e0 fond le contexte plus large du syst\u00e8me \u00e9nerg\u00e9tique. Par cons\u00e9quent, elles risquent d\u2019entra\u00eener des cons\u00e9quences impr\u00e9vues. Quoi qu\u2019il en soit, comme il est indiqu\u00e9 dans le pr\u00e9sent article, il peut \u00eatre difficile de bien camper le contexte plus large compte tenu du grand nombre d\u2019incertitudes d\u00e9coulant de la sph\u00e8re politique et de l\u2019\u00e9volution des technologies.<\/p>\n Bien qu\u2019il puisse \u00eatre impossible en grande partie de cerner les probl\u00e8mes qu\u2019apportera l\u2019\u00e9volution des technologies, la politique, elle, peut \u00eatre clarifi\u00e9e. Pour que les organismes de r\u00e8glementation puissent prendre des d\u00e9cisions \u00e9clair\u00e9es, il faut une vision holistique d\u2019une transition \u00e9nerg\u00e9tique qui n\u2019est pas toujours compatible avec de telles vues. Cela exige \u00e9galement que les d\u00e9cideurs fournissent une orientation strat\u00e9gique claire, dans la mesure du possible. Pourtant, lorsque cela n\u2019est pas possible, ils doivent s\u2019assurer d\u2019encourager et d\u2019appuyer l\u2019organisme de r\u00e8glementation pour qu\u2019il prenne des mesures qui tiennent compte de tous les aspects du syst\u00e8me \u00e9nerg\u00e9tique lorsque celui-ci rend des d\u00e9cisions au sujet de la transition \u00e9nerg\u00e9tique.<\/p>\n <\/p>\n * David Morton est un ing\u00e9nieur qui cumule plus de 45 ans d\u2019exp\u00e9rience. Il se sp\u00e9cialise dans la r\u00e8glementation des services publics et la politique \u00e9nerg\u00e9tique. Il a dirig\u00e9 la British Columbia Utilities Commission (BCUC) pendant huit ans, o\u00f9 il a notamment men\u00e9 plusieurs enqu\u00eates importantes pour le compte du gouvernement de la Colombie-Britannique. Il demeure actif au sein d\u2019associations internationales de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie et participe fr\u00e9quemment \u00e0 des conf\u00e9rences et \u00e0 des s\u00e9ances de mentorat \u00e0 l\u2019\u00e9chelle mondiale<\/p>\n <\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":" INTRODUCTION Vers la fin de 2023, deux d\u00e9cisions ayant de frappantes similitudes ont \u00e9t\u00e9 rendues presque simultan\u00e9ment, l\u2019une par la British Columbia Utilities Commission (BCUC) et l\u2019autre par la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (CEO). 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LA R\u00c9ACTION ET LE POINT DE VUE D\u2019ENBRIDGE<\/h4>\n
BCUC ET FORTISBC<\/h4>\n
LA R\u00c9ACTION \u00c0 LA D\u00c9CISION DE LA BCUC<\/h4>\n
QUEL EST LE R\u00d4LE DU R\u00c9SEAU DE DISTRIBUTION DE GAZ NATUREL?<\/h4>\n
D\u2019O\u00d9 PROVIENDRA L\u2019\u00c9LECTRICIT\u00c9 ?<\/h4>\n
EXISTE-T-IL UN PLAN GLOBAL POUR LA TRANSITION ?<\/h4>\n
CONCLUSION<\/h4>\n
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