L<\/span>e r\u00e9seau \u00e9lectrique canadien est vaste, complexe et remarquablement efficace. Du Labrador \u00e0 l\u2019\u00eele de Vancouver, la plupart des Canadiens b\u00e9n\u00e9ficient d\u2019un approvisionnement fiable en \u00e9lectricit\u00e9. Cependant, derri\u00e8re cette unit\u00e9 apparente se cache une fragmentation frappante : dix provinces, dix organismes de r\u00e8glementation canadiens et dix ensembles de r\u00e8gles distincts. L\u2019\u00e9lectricit\u00e9 circule librement vers le nord et vers le sud, vers les \u00c9tats-Unis, mais rarement d\u2019est en ouest \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur m\u00eame du Canada.<\/span><\/p>\n Alors que le Canada s\u2019\u00e9lectrifie de plus en plus, tout en d\u00e9carbonisant sa production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et en renfor\u00e7ant son int\u00e9gration \u00e9conomique, cette mosa\u00efque soul\u00e8ve une question urgente : le Canada peut-il construire un r\u00e9seau v\u00e9ritablement national, capable de fournir \u00e0 tous les Canadiens une \u00e9nergie abordable, fiable et propre\u00a0? La r\u00e9ponse d\u00e9pend peut-\u00eatre moins de l\u2019installation de c\u00e2bles en cuivre et de pyl\u00f4nes en acier que d\u2019un \u00e9l\u00e9ment plus complexe : la mise en place d\u2019une coop\u00e9ration.<\/span><\/p>\n Historiquement, le r\u00e9seau \u00e9lectrique canadien s\u2019est d\u00e9velopp\u00e9 comme un ensemble de r\u00e9seaux provinciaux, la plupart ayant davantage de liens avec leur voisin du sud qu\u2019entre eux. Le Manitoba vend de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au Minnesota, le Qu\u00e9bec \u00e0 New York et la Colombie-Britannique \u00e0 Washington. Les corridors de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sont orient\u00e9s nord-sud plut\u00f4t qu\u2019est-ouest.<\/span><\/p>\n Au d\u00e9part, ce mod\u00e8le \u00e9tait logique. La g\u00e9ographie rendait les liaisons est-ouest co\u00fbteuses \u2013 le Bouclier canadien et les Rocheuses sont des terrains difficiles \u2013 et les plus gros clients \u00e0 proximit\u00e9 se trouvaient aux \u00c9tats-Unis. Cependant, cela a laiss\u00e9 le pays avec un angle mort structurel : le commerce interprovincial est l\u2019exception, et non la norme. \u00c0 l\u2019instar du vin et de la bi\u00e8re, l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 circule beaucoup moins entre les provinces qu\u2019\u00e0 travers notre fronti\u00e8re internationale avec les \u00c9tats-Unis.<\/span><\/p>\n Aujourd\u2019hui, alors que la politique climatique favorise l\u2019\u00e9lectrification, que les \u00e9nergies renouvelables intermittentes remod\u00e8lent de plus en plus l\u2019approvisionnement, que l\u2019int\u00e9r\u00eat pour le commerce int\u00e9rieur se r\u00e9veille et que les pr\u00e9occupations en mati\u00e8re de s\u00e9curit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique se font plus pressantes, un nouvel enthousiasme se manifeste pour le renforcement des connexions est-ouest. La logique est solide. Les provinces pourraient partager l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 comme elles partagent d\u00e9j\u00e0 les pipelines et les chemins de fer, en \u00e9quilibrant les pics et les creux de la demande et en r\u00e9gularisant l\u2019intermittence de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et solaire. Cependant, l\u2019acier et le cuivre ne suffiront pas \u00e0 eux seuls \u00e0 colmater le r\u00e9seau : le Canada a \u00e9galement besoin d\u2019institutions r\u00e8glementaires qui veillent \u00e0 ce que ces c\u00e2bles fonctionnent dans l\u2019int\u00e9r\u00eat public.<\/span><\/p>\n Le probl\u00e8me est que le Canada a besoin de structures de gouvernance efficaces pour son r\u00e9seau national. Nous n\u2019avons pas d\u2019\u00e9quivalent \u00e0 la Federal Energy Regulatory Commission\u00a0<\/i>(\u00ab\u00a0FERC\u00a0\u00bb) des \u00c9tats-Unis, qui coordonne les march\u00e9s inter\u00e9tatiques et applique les r\u00e8gles d\u2019acc\u00e8s ouvert. Nous n\u2019avons pas non plus de soci\u00e9t\u00e9 nationale d\u2019exploitation du transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ni de coordinateur de la fiabilit\u00e9. Au lieu de cela, notre r\u00e9seau \u00e9lectrique fonctionne comme un ensemble d\u2019\u00eelots r\u00e9gionaux interconnect\u00e9s, reli\u00e9s physiquement mais s\u00e9par\u00e9s sur le plan institutionnel.<\/span><\/p>\n Cette fragmentation est peut-\u00eatre plus \u00e9vidente au niveau des jonctions : les interconnexions reliant les provinces. Ces lignes pourraient constituer le plus grand atout du Canada en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9, car elles permettent \u00e0 l\u2019\u00e9nergie propre d\u2019\u00eatre achemin\u00e9e l\u00e0 o\u00f9 elle est n\u00e9cessaire et r\u00e9duisent le besoin de capacit\u00e9s redondantes. Cependant, elles sont trop souvent sous-utilis\u00e9es. Les restrictions impos\u00e9es par l\u2019Alberta en mati\u00e8re d\u2019interconnexion pour 2025 illustrent comment la prudence technique, les questions \u00e9conomiques et les lacunes politiques peuvent converger pour limiter la coop\u00e9ration interprovinciale.<\/span><\/p>\n L\u2019\u00e9pisode de l\u2019Alberta met \u00e9galement en \u00e9vidence un probl\u00e8me plus profond : sans r\u00e8gles harmonis\u00e9es ni autorit\u00e9 de coordination, personne n\u2019est v\u00e9ritablement responsable de l\u2019optimisation du r\u00e9seau canadien dans son ensemble. La R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie du Canada (\u00ab\u00a0REC\u00a0\u00bb), l\u2019organisme de r\u00e8glementation f\u00e9d\u00e9ral du Canada, a une comp\u00e9tence limit\u00e9e; les autorit\u00e9s provinciales se concentrent sur leur territoire; les soci\u00e9t\u00e9s d\u2019exploitation du march\u00e9 n\u2019ont pas de mandat au-del\u00e0 de leurs fronti\u00e8res. En cons\u00e9quence, la fiabilit\u00e9 nationale d\u00e9pend d\u2019un ensemble disparate d\u2019accords bilat\u00e9raux, de bonne foi et de chance.<\/span><\/p>\n Les sections suivantes retracent comment l\u2019exp\u00e9rience de l\u2019Alberta met en \u00e9vidence ces failles, comment le processus de r\u00e9forme du march\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique restructur\u00e9 de l\u2019Alberta Electric System Operator\u00a0<\/i>(\u00ab\u00a0AESO\u00a0\u00bb) les a trait\u00e9es et comment les enseignements tir\u00e9s de la FERC am\u00e9ricaine pourraient orienter le Canada vers un mod\u00e8le national plus coh\u00e9rent.<\/span><\/p>\n L\u2019ALBERTA ET SES INTERCONNEXIONS \u2013 UN CANARI DANS UNE MINE DE CHARBON ?<\/strong><\/p>\n En septembre\u00a02025, une vague de chaleur pr\u00e9coce a pouss\u00e9 la demande provinciale \u00e0 des niveaux presque records. Alors que la consommation des climatiseurs et des industries atteignait des sommets, l\u2019AESO a discr\u00e8tement r\u00e9duit les importations de toutes les interconnexions, c\u2019est-\u00e0-dire les liaisons de transport vers la Colombie-Britannique, la Saskatchewan et le Montana. Pendant plusieurs jours critiques, l\u2019Alberta n\u2019a pu ni s\u2019approvisionner en \u00e9lectricit\u00e9 aupr\u00e8s de ses voisins, ni exporter son exc\u00e9dent[1]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Dans des conditions normales, les interconnexions de l\u2019Alberta constituent un atout important en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9. La connexion Alberta-Colombie-Britannique, qui fait partie de la voie\u00a01 du Western Electricity Coordinating Council<\/i> (\u00ab\u00a0WECC\u00a0\u00bb), peut transporter environ 1\u00a0200\u00a0m\u00e9gawatts\u00a0(\u00ab\u00a0MW\u00a0\u00bb) d\u2019ouest en est et 1\u00a0000\u00a0MW d\u2019est en ouest. La ligne d\u2019interconnexion Montana-Alberta\u00a0(\u00ab\u00a0MATL\u00a0\u00bb) de 230\u00a0kilovolts (\u00ab\u00a0kV\u00a0\u00bb) ajoute environ 300\u00a0MW, tandis que deux liaisons plus petites vers la Saskatchewan fournissent environ 150\u00a0MW au total. Cependant, au cours de la semaine en question, toutes ces liaisons sont rest\u00e9es inutilis\u00e9es.<\/span><\/p>\n Selon un article r\u00e9cent du bulletin Business in Vancouver<\/i>, ce n\u2019est pas la premi\u00e8re fois, du moins pour ce qui est de l\u2019interconnexion Colombie-Britannique-Alberta :<\/span><\/p>\n Au cours des deux derni\u00e8res d\u00e9cennies, la ligne \u00e0 destination de l\u2019Alberta a rarement atteint sa capacit\u00e9 maximale vers l\u2019est.<\/span><\/p>\n Les donn\u00e9es indiquent que l\u2019Alberta a constamment limit\u00e9 le transport \u00e0 40 \u00e0 60\u00a0% de la capacit\u00e9 disponible, alors que la Colombie-Britannique a autoris\u00e9 plus de 90\u00a0% de la capacit\u00e9 nominale de l\u2019interconnexion [traduction][2]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Des r\u00e9ductions similaires ont \u00e9galement \u00e9t\u00e9 observ\u00e9es depuis longtemps sur la MATL, comme l\u2019indique une lettre dat\u00e9e d\u2019octobre\u00a02024 adress\u00e9e par l\u2019American Clean Power Association <\/i>et l\u2019American Council on Renewable Energy <\/i>\u00e0 l\u2019ambassadrice Katherine\u00a0Tai, repr\u00e9sentante commerciale des \u00c9tats-Unis au Canada[3]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Ceci est illustr\u00e9 dans le tableau ci-dessous (CTM = capacit\u00e9 de transfert moyenne, CTT = capacit\u00e9 de transfert totale)[4]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Cote de cheminement annuelle moyenne par voie de transfert<\/span><\/b><\/p>\n L\u2019AESO invoque la fiabilit\u00e9 pour justifier ces r\u00e9ductions de capacit\u00e9. Il estime que le fait de d\u00e9pendre de l\u2019interconnexion pour les importations expose la province \u00e0 des risques en cas de perte soudaine de cette interconnexion. Il affirme \u00e9galement que les limites op\u00e9rationnelles des lignes en Alberta reliant certaines interconnexions contribuent \u00e0 la n\u00e9cessit\u00e9 de r\u00e9duire la capacit\u00e9 des interconnexions. Les d\u00e9tracteurs ont accus\u00e9 l\u2019Alberta d\u2019utiliser la \u00ab\u00a0fiabilit\u00e9\u00a0\u00bb comme pr\u00e9texte pour pratiquer un protectionnisme \u00e9conomique, prot\u00e9geant ainsi les producteurs locaux et faisant grimper les prix int\u00e9rieurs.<\/span><\/p>\n La Chambre de commerce de l\u2019Alberta a estim\u00e9 que ces restrictions avaient co\u00fbt\u00e9 aux consommateurs entre 300 et 500\u00a0millions de dollars sur plusieurs ann\u00e9es. Mark\u00a0Zacharias, de chez Clean Energy Canada<\/i>, l\u2019a exprim\u00e9 de mani\u00e8re plus directe : \u00ab\u00a0ce que vous observez, ce sont les sympt\u00f4mes du fief \u00e9nerg\u00e9tique provincial\u00a0\u00bb\u00a0[traduction].<\/span><\/p>\n Cet exemple met en \u00e9vidence un probl\u00e8me plus profond : aucune institution au Canada n\u2019a le pouvoir ou la motivation n\u00e9cessaire pour garantir que les lignes interprovinciales sont utilis\u00e9es de mani\u00e8re optimale pour assurer la fiabilit\u00e9 nationale. La REC supervise l\u2019approbation physique des lignes internationales et, en th\u00e9orie, des lignes interprovinciales, mais il n\u2019a aucun pouvoir op\u00e9rationnel ni tarifaire une fois qu\u2019une ligne est construite. Les organismes de r\u00e8glementation provinciaux tels que l\u2019Alberta Utilities Commission <\/i>(\u00ab\u00a0AUC\u00a0\u00bb) et la British Columbia Utilities Commission <\/i>(\u00ab\u00a0BCUC\u00a0\u00bb) r\u00e9gissent le secteur \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur de leurs propres fronti\u00e8res, sans obligation particuli\u00e8re d\u2019harmonisation entre eux.<\/span><\/p>\n Dans ce cas, cela a laiss\u00e9 l\u2019AESO, un op\u00e9rateur de march\u00e9 provincial, prendre par d\u00e9faut des d\u00e9cisions relatives \u00e0 la fiabilit\u00e9 nationale. Lorsqu\u2019il r\u00e9duit ou r\u00e9tablit sa capacit\u00e9 d\u2019interconnexion, les cons\u00e9quences se r\u00e9percutent sur l\u2019ensemble du r\u00e9seau occidental. Pourtant, ces d\u00e9cisions sont prises sous l\u2019autorit\u00e9 provinciale, en vertu de la Loi sur l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta<\/i>, et non dans un cadre pancanadien.<\/span><\/p>\n MODERNISATION DE L\u2019INTERCONNEXION ENTRE LA COLOMBIE-BRITANNIQUE ET L\u2019ALBERTA<\/strong><\/p>\n En 2018, selon les informations disponibles sur le site Web de l\u2019AESO, le projet \u00ab\u00a0Alberta – British Columbia Intertie Restoration\u00a0\u00bb a \u00e9t\u00e9 lanc\u00e9, et cette ann\u00e9e-l\u00e0, une consultation publique conjointe a \u00e9t\u00e9 men\u00e9e par l\u2019AESO et AltaLink, le propri\u00e9taire du r\u00e9seau de transport de l\u2019Alberta. Sur son site Web, l\u2019AESO a d\u00e9clar\u00e9 que :<\/span><\/p>\n L\u2019interconnexion entre l\u2019Alberta et la Colombie-Britannique ne fonctionne actuellement pas \u00e0 sa capacit\u00e9 nominale, ni m\u00eame \u00e0 un niveau proche de celle-ci. Afin de r\u00e9tablir l\u2019interconnexion, l\u2019AESO a d\u00e9termin\u00e9 qu\u2019il \u00e9tait n\u00e9cessaire d\u2019installer de l\u2019\u00e9quipement suppl\u00e9mentaire \u00e0 proximit\u00e9 imm\u00e9diate de la ligne de transport existante de 500 kV, appel\u00e9e ligne de transport 1201L, et de proc\u00e9der \u00e0 des travaux d\u2019am\u00e9nagement sur certaines portions de la ligne 1201L existante, ainsi qu\u2019\u00e0 la mise \u00e0 niveau de la capacit\u00e9 de transformation 500\/240 kV de la sous-station existante de Bennett, pr\u00e8s de Langdon [traduction][5]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Dans un bulletin d\u2019information publi\u00e9 en janvier 2018, \u00e9galement disponible sur le site Web du projet, l\u2019AESO a d\u00e9clar\u00e9 qu\u2019elle pr\u00e9voyait de d\u00e9poser une demande distincte aupr\u00e8s de l\u2019AUC, conjointement avec la demande d\u2019AltaLink concernant les installations pour ce projet, d\u2019ici le milieu de l\u2019ann\u00e9e 2019[6]<\/a><\/sup>. La derni\u00e8re mise \u00e0 jour du site, une lettre dat\u00e9e du 18 janvier 2022, indique :<\/span><\/p>\n L\u2019AESO continue d\u2019\u00e9valuer toutes les options disponibles pour r\u00e9tablir la capacit\u00e9 nominale de l\u2019interconnexion entre l\u2019Alberta et la Colombie-Britannique. Nous pr\u00e9voyons que ces \u00e9valuations se d\u00e9rouleront au cours de la prochaine ann\u00e9e, et nous communiquerons les prochaines \u00e9tapes aux parties prenantes concern\u00e9es une fois ce travail termin\u00e9 [traduction][7]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Cependant, il s\u2019est av\u00e9r\u00e9 que les travaux propos\u00e9s sur l\u2019interconnexion de la Colombie-Britannique devraient attendre au moins jusqu\u2019en 2026. L\u2019attention s\u2019est d\u00e9tourn\u00e9e de l\u2019ing\u00e9nierie du transport pour se porter sur une refonte de la conception du march\u00e9 de gros, en partie afin de rem\u00e9dier \u00e0 l\u2019inad\u00e9quation entre l\u2019approche de gestion du march\u00e9 de gros en Alberta et celle de ses voisins.<\/span><\/p>\n La Colombie-Britannique, le Montana et la Saskatchewan, les trois territoires connect\u00e9s, ne disposent pas d\u2019un march\u00e9 de gros concurrentiel. Tous les trois sont des territoires \u00ab\u00a0verticalement int\u00e9gr\u00e9es\u00a0\u00bb. Les services publics individuels disposent d\u2019un territoire de franchise o\u00f9 ils poss\u00e8dent et exploitent des installations de production, de transport et de distribution. Les tarifs de d\u00e9tail sont fix\u00e9s sur la base du co\u00fbt du service; il n\u2019existe aucune r\u00e8glementation \u00e9conomique des tarifs de gros ni aucun m\u00e9canisme transparent de d\u00e9termination des prix pour les tarifs de gros.<\/span><\/p>\n Dans le rapport Market Pathways Report\u00a0<\/i>(2022) de l\u2019AESO, on soulevait cinq obstacles structurels \u00e0 une utilisation efficace des interconnexions : (1) des intervalles de tarification mal align\u00e9s, (2) l\u2019absence de m\u00e9canismes de gestion de la congestion, (3) un traitement incoh\u00e9rent des offres d\u2019importation, (4) un approvisionnement insuffisant en services auxiliaires et (5) une r\u00e9ciprocit\u00e9 limit\u00e9e entre les march\u00e9s verticalement int\u00e9gr\u00e9s et les march\u00e9s concurrentiels[8]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n L\u2019AESO a conclu que ces d\u00e9fis ne pouvaient \u00eatre relev\u00e9s uniquement au moyen de mat\u00e9riel informatique, mais qu\u2019ils n\u00e9cessitaient une restructuration du cadre r\u00e8glementaire du march\u00e9.<\/span><\/p>\n LE NOUVEAU MARCH\u00c9 RESTRUCTUR\u00c9 DE L\u2019\u00c9NERGIE (\u00ab MRE \u00bb) DE L\u2019AESO<\/strong><\/p>\n Le 18\u00a0juillet\u00a02024, l\u2019AESO a publi\u00e9 son document intitul\u00e9 \u00ab\u00a0Intertie Participation Options Paper\u00a0\u00bb afin de recueillir des commentaires sur la mani\u00e8re dont les connexions de transport de l\u2019Alberta pourraient fonctionner dans le cadre du MRE[9]<\/a><\/sup>. L\u2019AESO a soulign\u00e9 que la conception des interconnexions \u00e9tait essentielle \u00e0 un \u00e9change d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 efficace et \u00e9quitable avec les territoires voisins et a pr\u00e9sent\u00e9 des objectifs d\u2019accessibilit\u00e9 financi\u00e8re, de fiabilit\u00e9, de d\u00e9carbonisation d\u2019ici\u00a02050 et de mise en \u0153uvre raisonnable.<\/span><\/p>\n Le document pr\u00e9sentait quatre options :<\/span><\/p>\n Plus de 30\u00a0parties prenantes ont particip\u00e9, notamment Powerex, SaskPower, Berkshire Hathaway Energy Canada, TransAlta et Capital Power. Powerex s\u2019est d\u00e9clar\u00e9 favorable \u00e0 une participation transparente et \u00e9tablie sur le march\u00e9, mais a mis en garde contre les restrictions unilat\u00e9rales des importations. Berkshire Hathaway a fait valoir que le manque de clart\u00e9 des tarifs d\u2019acc\u00e8s d\u00e9courageait les investissements, tandis que les producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta ont averti que l\u2019augmentation des importations pourrait faire baisser les prix et r\u00e9duire les investissements nationaux[10]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n La conception finale de l\u2019AESO n\u2019est pas all\u00e9e jusqu\u2019\u00e0 l\u2019int\u00e9gration compl\u00e8te du march\u00e9 externe (option\u00a04). Elle a plut\u00f4t int\u00e9gr\u00e9 les r\u00e8gles de participation \u00e0 l\u2019interconnexion directement dans le cadre du MRE \u2014 en d\u00e9finissant l\u2019admissibilit\u00e9, la programmation, la r\u00e9partition des co\u00fbts et les contraintes op\u00e9rationnelles \u2014 afin d\u2019\u00e9quilibrer les objectifs de fiabilit\u00e9, d\u2019accessibilit\u00e9 financi\u00e8re et d\u2019\u00e9missions.<\/span><\/p>\n Une directive minist\u00e9rielle (10\u00a0d\u00e9cembre\u00a02024) a exig\u00e9 de l\u2019AESO qu\u2019il :[11]<\/a><\/sup><\/span><\/p>\n Le processus du MRE illustre le paradoxe du Canada : l\u2019innovation sur le march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie est florissante au niveau provincial, mais sans coordination interprovinciale, les r\u00e9formes restent des exp\u00e9riences isol\u00e9es plut\u00f4t que des \u00e9l\u00e9ments d\u2019un r\u00e9seau continental unifi\u00e9.<\/span><\/p>\n COMP\u00c9TENCE F\u00c9D\u00c9RALE CANADIENNE LIMIT\u00c9E EN MATI\u00c8RE DE TRANSPORT R\u00c9GIONAL<\/strong><\/p>\n Lorsque les Canadiens envisagent l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, ils le font \u00e0 l\u2019\u00e9chelle provinciale : Hydro-Qu\u00e9bec, BC Hydro, Manitoba Hydro, la Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9\u00a0(\u00ab\u00a0SIERE\u00a0\u00bb) en Ontario, l\u2019AESO en Alberta. Ottawa fait rarement partie de l\u2019\u00e9quation. La raison r\u00e9side dans la Constitution et dans des d\u00e9cennies d\u2019inertie institutionnelle qui ont maintenu la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 largement \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur des fronti\u00e8res provinciales. Cependant, \u00e0 mesure que l\u2019interd\u00e9pendance s\u2019accro\u00eet, l\u2019absence de coordination f\u00e9d\u00e9rale devient de plus en plus co\u00fbteuse.<\/span><\/p>\n En vertu de la Loi sur la R\u00e9gie canadienne de l\u2019\u00e9nergie\u00a0<\/i>(\u00ab\u00a0LREC\u00a0\u00bb), la REC dispose d\u2019une autorit\u00e9 claire sur les lignes \u00e9lectriques internationales et interprovinciales. L\u2019article\u00a0261 permet au Cabinet f\u00e9d\u00e9ral de d\u00e9signer une ligne comme interprovinciale, tandis que l\u2019article\u00a0262 exige que les lignes d\u00e9sign\u00e9es obtiennent un certificat f\u00e9d\u00e9ral d\u2019utilit\u00e9 publique et de n\u00e9cessit\u00e9. L\u2019article\u00a058.1 habilite la REC \u00e0 adopter et \u00e0 appliquer des normes de fiabilit\u00e9 pour les lignes d\u00e9sign\u00e9es et les connexions internationales, alignant ainsi le Canada sur le cadre de fiabilit\u00e9 de la North American Electric Reliability Corporation\u00a0<\/i>(\u00ab\u00a0NERC\u00a0\u00bb).<\/span><\/p>\n Cependant, malgr\u00e9 cette formulation l\u00e9gislative claire, le r\u00f4le du gouvernement f\u00e9d\u00e9ral dans le transport de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est limit\u00e9 dans la pratique. Depuis que la Loi sur l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie <\/i>a \u00e9t\u00e9 remplac\u00e9e par la LREC en 2019, aucune ligne \u00e9lectrique interprovinciale n\u2019a jamais \u00e9t\u00e9 d\u00e9sign\u00e9e \u2013 et il semble que, au cours de son histoire consid\u00e9rablement plus longue, le pr\u00e9d\u00e9cesseur de la REC, l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie, ne l\u2019ait pas fait non plus. La REC continue de r\u00e9gir les lignes internationales et les exportations, mais sa surveillance du transport interprovincial reste largement th\u00e9orique.<\/span><\/p>\n Cette lacune en mati\u00e8re de gouvernance entra\u00eene des cons\u00e9quences importantes. Lorsqu\u2019une province r\u00e9duit la capacit\u00e9 de ses interconnexions, cela affecte la fiabilit\u00e9 du r\u00e9seau. Or, il n\u2019existe aucun m\u00e9canisme f\u00e9d\u00e9ral, \u00e0 part la n\u00e9gociation politique, pour r\u00e9soudre ces diff\u00e9rends. La REC ne peut contraindre les provinces \u00e0 r\u00e9tablir la capacit\u00e9 ou \u00e0 harmoniser les tarifs. Elle ne peut pas non plus imposer un traitement r\u00e9ciproque aux participants d\u2019interconnexions.<\/span><\/p>\n Il est ironique de constater qu\u2019Ottawa dispose d\u2019une autorit\u00e9 plus forte sur les fronti\u00e8res avec les \u00c9tats-Unis que sur celles qui relient deux provinces canadiennes. Cette asym\u00e9trie refl\u00e8te un f\u00e9d\u00e9ralisme con\u00e7u pour une autre \u00e9poque, o\u00f9 les provinces \u00e9taient des r\u00e9seaux autonomes avec une interd\u00e9pendance limit\u00e9e. Aujourd\u2019hui, cela constitue une faiblesse structurelle.<\/span><\/p>\n Cet \u00e9cart institutionnel contraste fortement avec la situation aux \u00c9tats-Unis, o\u00f9 la FERC agit comme un arbitre central puissant. Comprendre ce contraste permet de mettre en lumi\u00e8re ce qui manque au Canada et ce qu\u2019un futur mod\u00e8le coop\u00e9ratif pourrait n\u00e9cessiter.<\/span><\/p>\n COMMENT CELA SE COMPARE-T-IL \u00c0 LA COMP\u00c9TENCE F\u00c9D\u00c9RALE AUX \u00c9TATS-UNIS ?<\/strong><\/p>\n Si l\u2019autorit\u00e9 de la REC en mati\u00e8re d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 interprovinciale se situe \u00e0 l\u2019extr\u00e9mit\u00e9 modeste du spectre, la FERC am\u00e9ricaine se trouve \u00e0 l\u2019extr\u00e9mit\u00e9 oppos\u00e9e. La FERC est la pierre angulaire d\u2019un cadre f\u00e9d\u00e9ral unifi\u00e9 pour le transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, les march\u00e9s de gros et la fiabilit\u00e9. Son \u00e9volution montre comment un syst\u00e8me f\u00e9d\u00e9ral peut \u00e9quilibrer l\u2019autonomie des \u00c9tats et la coordination nationale, ce que le Canada n\u2019a pas encore r\u00e9ussi \u00e0 faire.<\/span><\/p>\n L\u2019autorit\u00e9 de la FERC sur le r\u00e9seau de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 aux \u00c9tats-Unis14 d\u00e9coule de la Federal Power Act <\/i>(FPA \u2013 loi f\u00e9d\u00e9rale sur l\u2019\u00e9lectricit\u00e9) de 1935, qui a \u00e9tendu la comp\u00e9tence f\u00e9d\u00e9rale au \u00ab\u00a0transport d\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique dans le commerce inter\u00e9tatique\u00a0\u00bb et \u00e0 \u00ab\u00a0la vente en gros de cette \u00e9nergie dans le commerce inter\u00e9tatique\u00a0\u00bb[13]<\/a><\/sup>. La raison \u00e9tait simple : les flux d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ne respectent pas les fronti\u00e8res des \u00c9tats, et une r\u00e8glementation non coordonn\u00e9e risquait de cr\u00e9er des r\u00e9seaux fragment\u00e9s. La clause sur le commerce inter\u00e9tatique de la Constitution am\u00e9ricaine a donn\u00e9 au Congr\u00e8s le pouvoir de r\u00e8glementer ce commerce, permettant ainsi au gouvernement f\u00e9d\u00e9ral d\u2019imposer des r\u00e8gles coh\u00e9rentes dans tous les \u00c9tats.<\/span><\/p>\n Par cons\u00e9quent, si les ventes d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en gros, m\u00eame au sein d\u2019un seul \u00c9tat, peuvent avoir une incidence sur les flux et les march\u00e9s inter\u00e9tatiques, elles rel\u00e8vent de la comp\u00e9tence f\u00e9d\u00e9rale. Ainsi, si une transaction de gros se d\u00e9roule enti\u00e8rement au sein d\u2019un m\u00eame \u00c9tat (l\u2019acheteur et le vendeur \u00e9tant tous deux situ\u00e9s dans le m\u00eame \u00c9tat), la FERC peut la r\u00e8glementer et le fait si :<\/span><\/p>\n Aujourd\u2019hui, la comp\u00e9tence de la FERC englobe le transport et la vente en gros d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans le commerce inter\u00e9tatique, ainsi que les pipelines et les licences d\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9. Sa mission est de veiller \u00e0 ce que les tarifs soient \u00ab\u00a0justes et raisonnables\u00a0\u00bb, que les march\u00e9s fonctionnent sans discrimination indue et que les normes de fiabilit\u00e9 soient respect\u00e9es.<\/span><\/p>\n Cette autorit\u00e9 n\u2019est pas absolue \u2013 les \u00c9tats contr\u00f4lent toujours les tarifs de d\u00e9tail de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, la planification des ressources et l\u2019implantation des centrales \u2013, mais elle est suffisamment \u00e9tendue pour unifier l\u2019infrastructure du r\u00e9seau am\u00e9ricain. Toute transaction ou installation ayant une incidence sur les flux inter\u00e9tatiques rel\u00e8ve de la comp\u00e9tence de la FERC.<\/span><\/p>\n Ouverture du r\u00e9seau \u2013 ordonnances\u00a0888 et 889<\/span><\/b><\/p>\n Les march\u00e9s am\u00e9ricains modernes de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ont probablement vu le jour en 1996, lorsque la FERC a publi\u00e9 les ordonnances\u00a0888 et 889. L\u2019ordonnance\u00a0888 exigeait des services publics verticalement int\u00e9gr\u00e9s qu\u2019ils fournissent un acc\u00e8s ouvert et non discriminatoire \u00e0 leurs r\u00e9seaux de transport, une notion d\u00e9sormais int\u00e9gr\u00e9e dans les tarifs de libre acc\u00e8s au r\u00e9seau de transport\u00a0(\u00ab\u00a0TLART\u00a0\u00bb). L\u2019ordonnance\u00a0889 a compl\u00e9t\u00e9 cette mesure en cr\u00e9ant le syst\u00e8me d\u2019information en temps r\u00e9el sur l\u2019acc\u00e8s ouvert\u00a0(\u00ab\u00a0SITRAO\u00a0\u00bb), une base de donn\u00e9es publique indiquant en temps r\u00e9el les capacit\u00e9s de transport disponibles. Pour la premi\u00e8re fois, les producteurs et les n\u00e9gociants pouvaient consulter et r\u00e9server des capacit\u00e9s sur une plateforme transparente et normalis\u00e9e. La combinaison de ces ordonnances a jet\u00e9 les bases de march\u00e9s de gros concurrentiels dans une grande partie des \u00c9tats-Unis.<\/span><\/p>\n L\u2019ordonnance\u00a02000 et l\u2019\u00e9mergence des organismes de transport r\u00e9gionaux\u00a0(\u00ab\u00a0OTR\u00a0\u00bb)<\/span><\/b><\/p>\n En 2000, la FERC a publi\u00e9 l\u2019ordonnance\u00a02000, encourageant les services publics \u00e0 former des OTR. Ces entit\u00e9s coordonnent la r\u00e9partition r\u00e9gionale, la planification du transport et la gestion de la congestion, servant efficacement d\u2019op\u00e9rateurs de r\u00e9seau neutres sur des territoires couvrant plusieurs \u00c9tats. Aujourd\u2019hui, les OTR, ainsi que les exploitants de r\u00e9seaux autonomes (\u00ab\u00a0ISO\u00a0\u00bb) similaires couvrant un seul \u00c9tat, g\u00e8rent plus des deux tiers de la charge \u00e9lectrique des \u00c9tats-Unis.<\/span><\/p>\n Le plus grand, PJM Interconnection, couvre 13\u00a0\u00c9tats et le district de Columbia, coordonnant un march\u00e9 de plus de 1\u00a0000\u00a0participants. Parmi les autres, on peut citer le Midcontinent Independent System Operator\u00a0(\u00ab\u00a0MISO\u00a0\u00bb), SPP, le CAISO, le New York ISO\u00a0(\u00ab\u00a0NYISO\u00a0\u00bb) et l\u2019ISO New England\u00a0(\u00ab\u00a0ISO-NE\u00a0\u00bb). Ces organisations g\u00e8rent les march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie, de la capacit\u00e9 et des services auxiliaires selon des tarifs approuv\u00e9s par la FERC, garantissant ainsi une tarification transparente et coh\u00e9rente dans de vastes r\u00e9gions.<\/span><\/p>\n Ordonnances\u00a01000 et 2222\u00a0: planification pour un r\u00e9seau changeant<\/span><\/b><\/p>\n \u00c0 mesure que le r\u00e9seau \u00e9volue, les outils r\u00e8glementaires de la FERC \u00e9voluent \u00e9galement. L\u2019ordonnance\u00a01000\u00a0(2011) exigeait une planification r\u00e9gionale et interr\u00e9gionale du transport et une r\u00e9partition des co\u00fbts. Elle obligeait les services publics et les OTR \u00e0 coordonner leurs investissements dans de nouvelles lignes offrant des avantages r\u00e9gionaux, en veillant \u00e0 ce que les co\u00fbts soient r\u00e9partis \u00e9quitablement.<\/span><\/p>\n Plus r\u00e9cemment, l\u2019ordonnance\u00a02222\u00a0(2020) a ouvert les march\u00e9s de gros aux ressources \u00e9nerg\u00e9tiques d\u00e9centralis\u00e9es\u00a0(\u00ab\u00a0RED\u00a0\u00bb) telles que les batteries, les panneaux solaires install\u00e9s sur les toits et la r\u00e9ponse agr\u00e9g\u00e9e \u00e0 la demande. Cette ordonnance reconna\u00eet que la fiabilit\u00e9 et l\u2019efficacit\u00e9 d\u00e9pendent de plus en plus de l\u2019int\u00e9gration d\u2019actifs petits et flexibles, une \u00e9volution \u00e0 laquelle le Canada commence seulement \u00e0 s\u2019adapter.<\/span><\/p>\n FERC, fiabilit\u00e9 \u00e9lectrique et NERC<\/span><\/b><\/p>\n La FERC d\u00e9l\u00e8gue la surveillance de la fiabilit\u00e9 aux \u00c9tats-Unis \u00e0 la NERC, qui op\u00e8re sous l\u2019autorit\u00e9 de la FERC. L\u2019article\u00a0215 de la FPA, ajout\u00e9 en 2005, rend les normes de la NERC obligatoires et applicables.<\/span><\/p>\n Les normes de fiabilit\u00e9 comprennent des normes relatives \u00e0 la cybers\u00e9curit\u00e9 et \u00e0 la s\u00e9curit\u00e9 physique, \u00e0 la gestion de la v\u00e9g\u00e9tation, au maintien de l\u2019\u00e9quilibre entre la production et la charge, aux pr\u00e9paratifs et aux op\u00e9rations d\u2019urgence, \u00e0 la classification des installations, aux exigences en mati\u00e8re de marge de r\u00e9serve, \u00e0 la fourniture de donn\u00e9es et de mod\u00e8les pr\u00e9cis pour la planification et les op\u00e9rations, aux op\u00e9rations de transport, \u00e0 la planification du transport et au raccordement des ressources au r\u00e9seau au moyen d\u2019onduleurs.<\/span><\/p>\n La NERC \u00e9labore des normes de fiabilit\u00e9 dans le cadre d\u2019un processus auquel participent les parties prenantes; la FERC les approuve et veille \u00e0 leur respect par le biais d\u2019amendes et de mesures correctives.<\/span><\/p>\n Cet arrangement \u2013 surveillance f\u00e9d\u00e9rale avec mise en \u0153uvre technique d\u00e9l\u00e9gu\u00e9e \u2013 garantit \u00e0 la fois la responsabilit\u00e9 et la flexibilit\u00e9. Il lie \u00e9galement le Canada au m\u00eame cadre de fiabilit\u00e9, puisque les services publics canadiens qui commercent avec les march\u00e9s am\u00e9ricains doivent se conformer aux normes du NERC.<\/span><\/p>\n LE PRINCIPE DE R\u00c9CIPROCIT\u00c9<\/strong><\/p>\n Lorsque la FERC a publi\u00e9 l\u2019ordonnance\u00a0888 en 1996, exigeant l\u2019acc\u00e8s ouvert aux r\u00e9seaux de transport, elle a \u00e9galement \u00e9tendu une condition de r\u00e9ciprocit\u00e9 aux services publics \u00e9trangers. Pour vendre sur les march\u00e9s de gros am\u00e9ricains, les entit\u00e9s non am\u00e9ricaines devaient offrir un \u00ab\u00a0acc\u00e8s ouvert comparable\u00a0\u00bb dans leur pays. Cela signifiait que les services publics canadiens qui souhaitant exporter de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 vers les \u00c9tats-Unis devaient offrir un acc\u00e8s non discriminatoire similaire \u00e0 leurs propres r\u00e9seaux de transport.<\/span><\/p>\n Le r\u00e9sultat fut subtil mais profond. Sans adopter de nouvelles lois, les provinces canadiennes ont effectivement adopt\u00e9 le cadre d\u2019acc\u00e8s ouvert de la FERC par int\u00e9r\u00eat personnel. La plupart des grands services publics canadiens \u2014 BC Hydro, Manitoba Hydro, Hydro-Qu\u00e9bec et la SIERE de l\u2019Ontario \u2014 ont \u00e9labor\u00e9 des tarifs de libre acc\u00e8s au r\u00e9seau de transport\u00a0(\u00ab\u00a0TLART\u00a0\u00bb) qui refl\u00e9taient les tarifs pro forma de la FERC, parfois presque mot pour mot.<\/span><\/p>\n Dans la pratique, cela signifiait qu\u2019un producteur de Washington ou du Minnesota pouvait acc\u00e9der au r\u00e9seau de transport \u00e0 des conditions comparables \u00e0 celles d\u2019un producteur de l\u2019Alberta ou de l\u2019Ontario. Cela garantissait \u00e9galement que les exportations canadiennes respectaient les exigences de transparence de la FERC. En r\u00e9sum\u00e9, la r\u00e9ciprocit\u00e9 est devenue le m\u00e9canisme par lequel le f\u00e9d\u00e9ralisme am\u00e9ricain a fa\u00e7onn\u00e9 la politique canadienne en mati\u00e8re d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, sans aucun trait\u00e9 officiel ni modification constitutionnelle.<\/span><\/p>\n Alignement en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9<\/span><\/b><\/p>\n La REC reconna\u00eet officiellement la NERC et ses entit\u00e9s r\u00e9gionales \u2014 le WECC, la Midwest Reliability Organization\u00a0<\/i>(\u00ab\u00a0MRO\u00a0\u00bb) et le Northeast Power Coordinating Council\u00a0<\/i>(\u00ab\u00a0NPCC\u00a0\u00bb) \u2014 comme fondement de la conformit\u00e9 en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9 au Canada. Les provinces directement reli\u00e9es \u00e0 la partie am\u00e9ricaine du r\u00e9seau adoptent et appliquent la plupart ou la totalit\u00e9 des normes de fiabilit\u00e9 de la NERC et, dans la plupart des cas, celles-ci sont mises en \u0153uvre par l\u2019organisme provincial de r\u00e8glementation des services publics.<\/span><\/p>\n Cet arrangement garantit que le Canada et les \u00c9tats-Unis fonctionnent selon un cadre continental unique en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9. Il assure \u00e9galement un certain degr\u00e9 de coh\u00e9rence technique qui facilite les \u00e9changes transfrontaliers d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Cependant, le syst\u00e8me repose enti\u00e8rement sur l\u2019adoption volontaire et l\u2019auto-application. Si une province choisissait de ne pas appliquer les normes de la NERC, aucun organisme f\u00e9d\u00e9ral canadien ne pourrait l\u2019y contraindre.<\/span><\/p>\n Un r\u00e9seau volontaire, et non national<\/span><\/b><\/p>\n La participation du Canada \u00e0 la NERC et l\u2019adoption de tarifs de type FERC peuvent donner l\u2019illusion d\u2019une int\u00e9gration continentale. En r\u00e9alit\u00e9, le syst\u00e8me repose sur la conformit\u00e9 volontaire et la bonne volont\u00e9 bilat\u00e9rale. Cette structure fonctionne lorsque les int\u00e9r\u00eats provinciaux co\u00efncident, mais elle manque de m\u00e9canismes pour r\u00e9soudre les diff\u00e9rends ou \u00e9quilibrer les co\u00fbts et les avantages. Lorsque l\u2019Alberta r\u00e9duit la capacit\u00e9 de ses interconnexions ou lorsque les provinces sont en d\u00e9saccord sur les frais de transport, il n\u2019y a pas d\u2019arbitre pour intervenir. La poign\u00e9e de main ne tient que tant que les deux parties choisissent de se serrer la main. Comme nous l\u2019avons vu dans l\u2019exemple de l\u2019Alberta, le droit du Montana d\u2019acc\u00e9der \u00e0 l\u2019interconnexion de l\u2019Alberta ne l\u2019emporte pas sur les pr\u00e9occupations de l\u2019Alberta en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9 et sur les d\u00e9cisions op\u00e9rationnelles visant \u00e0 r\u00e9duire la capacit\u00e9 de l\u2019interconnexion.<\/span><\/p>\n Alors que le Canada poursuit ses efforts en faveur d\u2019une \u00e9lectrification accrue, ce patchwork volontaire semble de plus en plus fragile. Le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral a commenc\u00e9 \u00e0 reconna\u00eetre cette situation au moyen de programmes comme le Programme des \u00e9nergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d\u2019\u00e9lectrification\u00a0(\u00ab\u00a0ERITE\u00a0\u00bb) et le Conseil pancanadien du r\u00e9seau \u00e9lectrique, mais sans autorit\u00e9 r\u00e8glementaire claire, la coordination reste un objectif ambitieux[14]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Selon de nombreux analystes, la prochaine \u00e9tape consiste \u00e0 passer d\u2019une poign\u00e9e de main \u00e0 un cadre, c\u2019est-\u00e0-dire un mod\u00e8le coop\u00e9ratif qui pr\u00e9serve l\u2019autonomie des provinces tout en \u00e9tablissant des r\u00e8gles applicables en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9 et d\u2019acc\u00e8s ouvert. L\u2019exp\u00e9rience am\u00e9ricaine montre qu\u2019un tel mod\u00e8le est r\u00e9alisable dans un syst\u00e8me f\u00e9d\u00e9ral. La question de savoir si le Canada pourra rassembler la volont\u00e9 politique n\u00e9cessaire pour le mettre en place reste ouverte.<\/span><\/p>\n LA FIABILIT\u00c9 GR\u00c2CE \u00c0 LA DIVERSIT\u00c9 \u2013 POURQUOI NOUS AVONS BESOIN D\u2019UN R\u00c9SEAU \u00c9LECTRIQUE CANADIEN<\/strong><\/p>\n Bien que la possibilit\u00e9 d\u2019acheter et de vendre de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 une province voisine profite directement \u00e0 ces deux provinces, les interconnexions interprovinciales peuvent b\u00e9n\u00e9ficier \u00e0 d\u2019autres provinces que celles qu\u2019elles relient. Une plus grande diversit\u00e9 est-ouest (et ouest-est) peut stimuler le commerce de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans tout le pays. Par exemple, la charge de pointe en soir\u00e9e au Manitoba survient environ deux heures avant celle de la Colombie-Britannique. Cela permet \u00e0 la Colombie-Britannique de compl\u00e9ter la production du Manitoba afin de r\u00e9pondre \u00e0 la demande, et vice versa. La connexion des r\u00e9seaux \u00e9lectriques provinciaux est-ouest au Canada permet aux provinces de tirer parti de cette diversit\u00e9 de charge, r\u00e9duisant ainsi le besoin de nouvelles capacit\u00e9s de production dans chaque province \u00e0 mesure que la population et la charge augmentent.<\/span><\/p>\n Le transport est-ouest assure \u00e9galement une diversit\u00e9 g\u00e9ographique pour les \u00e9nergies renouvelables intermittentes\u00a0: si le vent ne souffle pas au Nouveau-Brunswick, il souffle peut-\u00eatre quelque part en Ontario, et vice versa. Il permet \u00e9galement aux provinces disposant d\u2019une production r\u00e9partissable (comme l\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9) de \u00ab\u00a0consolider\u00a0\u00bb les sources de production intermittentes d\u2019autres provinces en fournissant de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 lorsque ces sources intermittentes ne peuvent pas produire d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/span><\/p>\n![\"\"](\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2026\/03\/Average-annual-path.jpeg\")
<\/a><\/span><\/p>\n\n
\n
\n