{"id":785,"date":"2014-11-30T15:19:53","date_gmt":"2014-11-30T15:19:53","guid":{"rendered":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/?p=785"},"modified":"2024-03-12T19:33:59","modified_gmt":"2024-03-12T19:33:59","slug":"the-contributions-of-utilities-regulation-to-electricity-system-transformation-the-case-of-nova-scotia","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/the-contributions-of-utilities-regulation-to-electricity-system-transformation-the-case-of-nova-scotia","title":{"rendered":"Les contributions de la r\u00e9glementation des services publics \u00e0 la transformation du r\u00e9seau \u00e9lectrique : le cas de la Nouvelle-\u00c9cosse"},"content":{"rendered":"

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Introduction<\/h2>\n

L<\/strong>e r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la Nouvelle-\u00c9cosse subit actuellement d\u2019importants changements, surtout compte tenu du pass\u00e9 de la Nouvelle-\u00c9cosse en mati\u00e8re de strat\u00e9gie et de politique \u00e9nerg\u00e9tiques<\/span>2<\/sup>. En 2007, lorsqu\u2019un objectif d\u2019<\/span>\u00e9nergie renouvelable a pris force de loi, 90 p<\/span>our<\/span> cent de l\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9 de la province provenait de combustibles fossiles, principalement le charbon. Le r\u00e9seau est maintenant en bonne voie d\u2019atteindre standard sur les \u00e9nergies renouvelables (SER), soit que 40\u00a0pour cent de son \u00e9lectricit\u00e9 provienne de sources renouvelables d\u2019ici 2020. La Nouvelle-\u00c9cosse est \u00e9galement sur le point de devenir un chef de file en mati\u00e8re de ma\u00eetrise de la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (MDE). Alors que si peu d\u2019efforts ont \u00e9t\u00e9 consacr\u00e9s \u00e0 l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique pas plus tard qu\u2019avant 2008, le r\u00e9seau compte maintenant sur l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique pour r\u00e9duire son besoin annuel en \u00e9lectricit\u00e9 de plus de 5 pour cent.<\/span><\/p>\n

L\u2019organisme ind\u00e9pendant de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la Nouvelle-\u00c9cosse, le <\/span>Utility and Review Board<\/em> (UARB), a \u00e9t\u00e9 au centre de ces d\u00e9veloppements. L\u2019article porte un regard sur le r\u00f4le de l\u2019UARB avec un double objectif\u00a0: premi\u00e8rement, attirer l\u2019attention sur le r\u00f4le que l\u2019un de ces organismes de r\u00e9glementation des services d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 a jou\u00e9 dans le cadre d\u2019un important processus pluriannuel de transformation du secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, et deuxi\u00e8mement, illustrer quelle est l\u2019importance d\u2019un processus r\u00e9glementaire ind\u00e9pendant et respect\u00e9 pour effectuer cette transformation <\/span>\u00e0<\/span> un moment o\u00f9 de telles transformations se produisent \u2013 ou sont souhait\u00e9es \u2013 partout au Canada et ailleurs.<\/span><\/p>\n

Pour atteindre ces objectifs, l\u2019article examine le travail qu\u2019a effectu\u00e9 l\u2019UARB au cours de la derni\u00e8re d\u00e9cennie dans d\u2019importants cas li\u00e9s \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable, \u00e0 la ma\u00eetrise de la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et \u00e0 l\u2019\u00e9tablissement des tarifs. En termes g\u00e9n\u00e9raux, cet examen montre comment l\u2019UARB a contribu\u00e9 \u00e0 maintenir le processus de transformation sur la bonne voie tout en s\u2019assurant qu\u2019il soit ex\u00e9cut\u00e9 de fa\u00e7on transparente et responsable dans les int\u00e9r\u00eats sup\u00e9rieurs des contribuables. <\/span>\u00c0 certains \u00e9gards, on y montre que l\u2019UARB a jou\u00e9 un r\u00f4le de catalyseur dans l\u2019\u00e9laboration des <\/span>politiques n\u00e9cessaires. On y fait \u00e9galement \u00e9tat de la r\u00e9ceptivit\u00e9 de l\u2019UARB relativement aux d\u00e9fis concrets auxquels la Nouvelle-\u00c9cosse a fait face pour rendre son<\/span> r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/span> plus \u00e9cologique, malgr\u00e9 les tarifs \u00e9lev\u00e9s durant et apr\u00e8s une r\u00e9cession et l\u2019inqui\u00e9tude croissante quant au futur \u00e9conomique \u00e0 long terme de la province. Pour terminer, ce qui est peut-\u00eatre encore plus fondamental, l\u2019examen montre comment l\u2019UARB a mis en application un syst\u00e8me de r\u00e9glementation qui jouit de la cr\u00e9dibilit\u00e9 et du respect n\u00e9cessaires pour gagner la confiance de ceux qu\u2019il r\u00e9git, de ceux qu\u2019il prot\u00e8ge, et enfin du gouvernement. Tout repose sur le bien-fond\u00e9 des d\u00e9cisions prises par l\u2019UARB, de m\u00eame que sur son processus d\u00e9cisionnel, ce qui comprend son utilisation transparente de conseils d\u2019experts, l\u2019obligation de s\u2019engager de mani\u00e8re significative aupr\u00e8s des parties prenantes qu\u2019il impose \u00e0 ceux qu\u2019il r\u00e9git et les raisons claires, d\u00e9taill\u00e9es et exhaustives qui soutiennent ses d\u00e9cisions. <\/span><\/p>\n

\u00c0 ces \u00e9gards, on ne sugg\u00e8re pas ici que l\u2019UARB ait \u00e9t\u00e9 exceptionnel ou particuli\u00e8rement innovateur ou cr\u00e9atif. On <\/span>fait plut\u00f4t \u00e9tat des attributs communs mais essentiels aux organismes de r\u00e9glementation dont il a constamment fait preuve, dont l\u2019\u00e9quit\u00e9, l\u2019objectivit\u00e9, la comp\u00e9tence technique, la fiabilit\u00e9, la pr\u00e9visibilit\u00e9, la r\u00e9ceptivit\u00e9, le pragmatisme, le bon jugement et la responsabilit\u00e9. Par cons\u00e9quent, le r\u00f4le qu\u2019a jou\u00e9 l\u2019UARB en Nouvelle-\u00c9cosse illustre la contribution cruciale qu\u2019une<\/span> r\u00e9glementation efficace et stable<\/span> peut faire pour assurer la bonne mise en \u0153uvre d\u2019un changement \u00e0 grande \u00e9chelle <\/span>\u00e0 la politique <\/span>du syst\u00e8me \u00e9nerg<\/span>\u00e9t<\/span>ique (<\/span>en l\u2019esp\u00e8ce, des changements majeurs \u00e0 la politique du syst\u00e8me \u00e9lectrique) qui ne peut <\/span>\u00eatre mise en \u0153uvre qu\u2019au cours de mandats successifs de diff\u00e9rents gouvernement<\/span>s, malgr\u00e9 une grande incertitude et d\u2019importants changements souvent contest\u00e9s au niveau des conditions \u00e9conomiques, technologiques, environnementales et sociales dans lesquelles la politique a initialement \u00e9t\u00e9 \u00e9tablie. Parall\u00e8lement, le succ\u00e8s de l\u2019UARB montre que la r\u00e9gie du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Nouvelle-\u00c9cosse a grandement b\u00e9n\u00e9fici\u00e9 de la confiance qui a \u00e9t\u00e9 accord\u00e9e \u00e0 l\u2019UARB. Ce qui nous rappelle que la meilleure contribution des organismes de r\u00e9glementation \u00e0 la pr\u00e9servation de leurs mandats ind\u00e9pendants et sur lesquels d\u00e9pend la r\u00e9glementation efficace r\u00e9side dans l\u2019efficacit\u00e9 avec laquelle ils ex\u00e9cutent leurs mandats. <\/span><\/p>\n

Le r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, l\u2019UARB, le cadre l\u00e9gislatif et la transformation du r\u00e9seau<\/h2>\n

Le r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la Nouvelle-\u00c9cosse<\/em><\/p>\n

Le r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la Nouvelle-\u00c9cosse dessert 400\u00a0000 clients qui consomment 10\u00a0467\u00a0GWh d\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/span>3<\/sup>. Nova Scotia Power (NSP) est propri\u00e9taire et exploitant d\u2019environ 90<\/span>\u00a0<\/span>pour cent du r\u00e9seau, dont la puissance install\u00e9e est de 2730\u00a0m\u00e9gawatts (<\/span>MW). NSP est un service d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 int\u00e9gr\u00e9 verticalement appartenant au secteur priv\u00e9 par l\u2019entremise de la soci\u00e9t\u00e9 de portefeuille appel\u00e9e Emera. Jusqu\u2019\u00e0 tout r\u00e9cemment, le r\u00e9seau obtenait pr\u00e8s de 90\u00a0pour cent de son \u00e9nergie de la combustion de charbon et d\u2019autres combustibles fossiles dans des centrales \u00e9lectriques appartenant \u00e0 NSP. Le r\u00e9seau ne dispose que d\u2019une connexion limit\u00e9e au r\u00e9seau nord-am\u00e9ricain gr\u00e2ce \u00e0 une interconnexion \u00e0 la fronti\u00e8re de la Nouvelle-\u00c9cosse et du Nouveau-Brunswick qui est utilis\u00e9e entre autres pour g\u00e9rer la demande de pointe dans chacune de ces provinces. <\/span><\/p>\n

Depuis 2010, le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 compte dans ses rangs l\u2019Efficiency Nova Scotia Corporation (ENSC). Il s\u2019agit d\u2019une soci\u00e9t\u00e9 constitu\u00e9e par l\u2019<\/span>Efficiency Nova Scotia Corporation Act<\/em>4<\/sup> dont le mandat est d\u2019administrer les programmes d\u2019efficacit\u00e9 et de conservation de l\u2019\u00e9nergie, y compris les programmes de MDE dans le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/span>5<\/sup>.<\/span><\/p>\n

Le Utility and Review Board<\/em><\/p>\n

NSP et l\u2019ENSC sont toutes deux r\u00e9gies par l\u2019UARB, un organisme r\u00e9glementaire quasi judiciaire \u00e9tabli en vertu de la <\/span>Utilities and Review Board Act<\/em>6<\/sup>. <\/span>\u00c0 tous les \u00e9gards, l\u2019UARB <\/span>est consid\u00e9r\u00e9 comme un \u00ab\u00a0super organisme de r\u00e9glementation\u00a0\u00bb. En plus d\u2019\u00eatre l\u2019organisme de r\u00e9glementation du secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, l\u2019UARB assure \u00e9galement la r\u00e9glementation des services de distribution de gaz et d\u2019eau. Il assume des responsabilit\u00e9s r\u00e9glementaires dans les secteurs de l\u2019assurance automobile, de la d\u00e9livrance des permis d\u2019alcool, des jeux de hasard, des pr\u00eats sur salaire, de l\u2019\u00e9tablissement des prix de d\u00e9tail du p\u00e9trole, des transporteurs publics de passagers et des chemins de fer provinciaux. Il exerce des fonctions judiciaires dans les domaines de l\u2019\u00e9valuation fonci\u00e8re, de la compensation des victimes d\u2019actes criminels, de l\u2019expropriation, de la classification de films, de la s\u00e9curit\u00e9 incendie, des limites municipales et de conseils scolaires et de l\u2019urbanisme municipal. <\/span><\/p>\n

Pour NSP et l\u2019ENSC, le mandat de r\u00e9glementation de l\u2019UARB est conf\u00e9r\u00e9 <\/span>\u00e0 ce dernier <\/span>par la <\/span>Public Utilities Act<\/em>7<\/sup>, qui est compl\u00e9t\u00e9e dans le cas de NSP par des dispositions de l\u2019<\/span>Electricity Act<\/em>8<\/sup> et de son r\u00e8glement, et dans le cas de l\u2019ENSC, par des dispositions de l\u2019<\/span>Efficiency Nova Scotia Corporation Act<\/em>9<\/sup>, ce qui changera sous peu lorsque l\u2019\u00e9diction de la loi sur la restructuration r\u00e9cemment adopt\u00e9e ajoutera des dispositions \u00e0 la <\/span>Public Utilities Act<\/em> et \u00e0 l\u2019<\/span>Electricity Act<\/em> afin de faire du franchis\u00e9 de la marque Efficiency Nova Scotia un fournisseur de services \u00e9conomiques \u00e0 haut rendement \u00e9nerg\u00e9tique \u00e0 NSP sous la supervision de l\u2019UARB<\/span>10<\/sup>. <\/span><\/p>\n

Dans ces param\u00e8tres \u00e9tablis par la loi, le mandat de l\u2019UARB est celui d\u2019un organisme de r\u00e9glementation \u00e9conomique traditionnel de fournisseurs monopolistiques de services publics. Sa responsabilit\u00e9 fondamentale est de pr\u00e9-approuver le <\/span>\u00ab\u00a0<\/span>bar\u00e8me de prix, de droits et de frais<\/span>\u00a0\u00bb<\/span> qui peuvent \u00eatre factur\u00e9s aux clients pour ces services<\/span>11<\/sup>. Pour s\u2019acquitter de cette responsabilit\u00e9, l\u2019UARB utilise le mod\u00e8le de r\u00e9glementation \u00e9conomique<\/span>12<\/sup> du \u00ab\u00a0co\u00fbt-de-service\u00a0\u00bb subordonn\u00e9 \u00e0 l\u2019exigence que les droits, les prix et les frais soient factur\u00e9s \u00e9quitablement \u00e0 toutes personnes dans des \u00ab\u00a0circonstances sensiblement analogues\u00a0\u00bb selon la r\u00e9glementation \u00e9tablie par l\u2019UARB<\/span>13<\/sup>. L\u2019approbation de l\u2019UARB est \u00e9galement requise pour les d\u00e9penses en capital sup\u00e9rieures \u00e0 250<\/span> 000<\/span>\u00a0$<\/span>14<\/sup>. L\u2019UARB a \u00e9galement la responsabilit\u00e9 d\u2019\u00e9tablir et de d\u00e9terminer l\u2019\u00e9chelle de tarification d\u2019un service public et de d\u00e9terminer les recettes annuelles <\/span>\u00ab\u00a0<\/span>justes et raisonnables<\/span>\u00a0\u00bb<\/span> que le service pourra tirer de ses tarifs<\/span>15<\/sup>. De fa\u00e7on plus g\u00e9n\u00e9rale, l\u2019UARB doit assurer la \u00ab\u00a0supervision g\u00e9n\u00e9rale de tous les services publics\u00a0\u00bb<\/span>16<\/sup> et a le pouvoir de rendre les ordonnances <\/span>\u00ab\u00a0<\/span>qu\u2019il estime justes concernant les droits, les prix et les frais \u00e0 payer \u00e0 tout service public rendu ou installations fournies\u00a0\u00bb<\/span>17<\/sup>. En ce qui concerne la MDE, \u00e0 ces responsabilit\u00e9s et pouvoirs s\u2019ajoute l\u2019exigence impos\u00e9e \u00e0 l\u2019ENSC par l\u2019<\/span>Efficiency Nova Scotia Corporation Act<\/em> de soumettre un \u00ab\u00a0programme de ma\u00eetrise de la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9\u00a0\u00bb \u00e0 l\u2019UARB pour son approbation<\/span>18<\/sup>.<\/span><\/p>\n

Le cadre l\u00e9gislatif<\/em> de la politique \u00e9nerg\u00e9tique<\/span><\/p>\n

La transformation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est attribuable \u00e0 l\u2019effet combin\u00e9 de lois sur l\u2019environnement et le r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Depuis 2005, NSP est assujetti en vertu des <\/span>Air Quality Regulations<\/em>19<\/sup> \u00e9tablies <\/span>au titre de l\u2019<\/span>Environment Act<\/em>20<\/sup> \u00e0 des limites d\u2019\u00e9mission croissantes jusqu\u2019\u00e0 l\u2019ann\u00e9e 2020 et au-del\u00e0 de celle-ci pour le dioxyde de soufre, l\u2019oxyde d\u2019azote et le mercure. En 2007, l\u2019objectif voulant qu\u2019au moins 18,5\u00a0pour cent de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite \u00e0 partir de sources renouvelables d\u2019ici 2013 a \u00e9t\u00e9 inclus dans la liste des 21 objectifs de performance environnementale <\/span>\u00e9tablis dans l\u2019<\/span>Environmental Goals and Sustainable Prosperity Act<\/em>21<\/sup>. En 2009, les <\/span>Greenhouse Gas Emissions Regulations<\/em>22<\/sup> \u00e9tablis au titre de l\u2019<\/span>Environment Act<\/em>23<\/sup> imposaient <\/span>\u00e0 NSP <\/span>des plafonds d\u2019\u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre croissants jusqu\u2019\u00e0 l\u2019an 2030. Les normes en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie renouvelable s\u2019appliquent \u00e0 NSP depuis 2010 en vertu du r\u00e8glement \u00e9tabli au titre de l\u2019<\/span>Electricity Act<\/em>24<\/sup>. Celles-ci exigent que 10 pour cent ou plus du total d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 fourni en 2013 et en 2014 soit de l\u2019\u00ab\u00a0\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable \u00e0 faible impact\u00a0\u00bb produite par des \u00ab\u00a0installations de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 faible impact\u00a0\u00bb<\/span>25<\/sup>; que 25<\/span>\u00a0<\/span>pour cent ou plus du total d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 fourni de 2015 \u00e0 2020 soit de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable, ce qui comprend 300\u00a0GWh suppl\u00e9mentaires devant \u00eatre acquis aupr\u00e8s de producteurs d\u2019\u00e9nergie ind\u00e9pendants<\/span>26<\/sup>; et que 40<\/span>\u00a0<\/span>pour cent du total d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 fourni en 2020 et chaque ann\u00e9e subs\u00e9quente provienne d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable<\/span>27<\/sup>.<\/span><\/p>\n

Une autre composante essentielle du cadre l\u00e9gislatif est l\u2019<\/span>Accord d\u2019\u00e9quivalence<\/em> entre la Nouvelle-\u00c9cosse et le Canada qui a \u00e9t\u00e9 n\u00e9goci\u00e9 en 2012 et sign\u00e9 en 2014<\/span>28<\/sup>. En vertu de cet Accord, ce qui est exig\u00e9 du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la Nouvelle-\u00c9cosse relativement \u00e0 la r\u00e9duction des \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre comprise dans les lois de la Nouvelle-\u00c9cosse, plus particuli\u00e8rement l\u2019<\/span>Environment Act<\/em> et les <\/span>Greenhouse Gas Emission Regulations<\/em>, est stipul\u00e9 comme \u00e9tant l\u2019\u00e9quivalent de ce qui serait exig\u00e9 du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la Nouvelle-\u00c9cosse par les dispositions de la <\/span>Loi canadienne sur la protection de l\u2019environnement<\/em>29<\/sup> et le <\/span>R\u00e8glement sur la r\u00e9duction des \u00e9missions de dioxyde de carbone – secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 thermique au charbon<\/span>30<\/sup> pris en vertu de cette loi, ce qui a donn\u00e9 \u00e0 la politique de transformation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en cours en Nouvelle-\u00c9cosse un niveau suppl\u00e9mentaire de non-n\u00e9gociabilit\u00e9 et qui a \u00e9galement permis d\u2019\u00e9pargner un co\u00fbt important aux contribuables qui aurait autrement \u00e9t\u00e9 engag\u00e9 pour fermer les centrales de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du charbon pour raison de conformit\u00e9 \u00e0 la r\u00e9glementation f\u00e9d\u00e9rale. <\/span><\/p>\n

Transformation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Nouvelle-\u00c9cosse<\/em><\/p>\n

Actuellement, le r\u00e9seau utilise un peu plus de 1000 GWh d\u2019\u00e9nergie renouvelable conforme \u00e0 la norme de 10\u00a0pour cent d\u2019\u00e9nergie renouvelable pour 2013<\/span>31<\/sup>. Pour atteindre l\u2019objectif de 2020, plus de 4000\u00a0GWh d\u2019\u00e9nergie renouvelable conforme \u00e0 la norme d\u2019\u00e9nergie renouvelable seront achet\u00e9s. Cette \u00e9nergie devrait provenir de multiples sources d\u2019approvisionnement, y compris plus de 1300\u00a0GWh de projets d\u2019<\/span>\u00e9nergie \u00e9olienne<\/span> construits apr\u00e8s 2001, 357\u00a0GWh d\u2019un grand projet de bio\u00e9nergie et au moins 1135\u00a0GWh d\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9 qui seront transport\u00e9s du projet Muskrat Falls au Labrador \u00e0 la Nouvelle-\u00c9cosse par le Maritime Link, un c\u00e2ble de transport dont la pose est en cours entre Terre-Neuve et la Nouvelle-\u00c9cosse. Le projet Muskrat Falls\/Maritime Link constituera une transformation sur un autre plan\u00a0: il mettra fin \u00e0 l\u2019isolement de la Nouvelle-\u00c9cosse en tant qu\u2019\u00ab\u00a0\u00eele \u00e9lectrique\u00a0\u00bb en assurant son interconnexion plus compl\u00e8te au r\u00e9seau nord-am\u00e9ricain et ouvrant ainsi la porte \u00e0 d\u2019autres changements, peut-\u00eatre plus profonds, apr\u00e8s 2020.<\/span><\/p>\n

Parall\u00e8lement \u00e0 cette importante mesure visant les sources d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, la Nouvelle-\u00c9cosse est rapidement devenue un chef de file en mati\u00e8re d\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique et d\u2019\u00e9conomie d\u2019\u00e9nergie dans le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/span>32<\/sup>. Ayant consacr\u00e9 tr\u00e8s peu d\u2019efforts \u00e0 l\u2019efficacit\u00e9 et \u00e0 l\u2019\u00e9conomie avant 2008, le r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la Nouvelle-\u00c9cosse a, depuis 2011, investi pr\u00e8s de 40\u00a0millions de dollars par ann\u00e9e dans des programmes d\u2019efficacit\u00e9 et d\u2019\u00e9conomie administr\u00e9s par l\u2019ENSC. Ces programmes produisent maintenant un niveau d\u2019<\/span>\u00e9conomie d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 repr\u00e9sentant une proportion de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 consomm\u00e9e plus \u00e9lev\u00e9 que n\u2019importe o\u00f9 ailleurs au Canada et qui est comparable \u00e0 ce qui est produit dans les meilleures r\u00e9gions am\u00e9ricaines, dont la majorit\u00e9 <\/span>consacre des efforts \u00e0 l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique et \u00e0 l\u2019\u00e9conomie d\u2019\u00e9nergie de fa\u00e7on continue depuis bien plus longtemps. Ces \u00e9conomies ont \u00e9t\u00e9 r\u00e9alis\u00e9es \u00e0 un co\u00fbt unitaire qui est comparable ou inf\u00e9rieur au co\u00fbt unitaire des \u00e9conomies r\u00e9alis\u00e9es dans d\u2019autres r\u00e9gions. En 2013, gr\u00e2ce aux diff\u00e9rents efforts mis de l\u2019avant en mati\u00e8re d\u2019efficacit\u00e9 et d\u2019\u00e9conomie, la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Nouvelle-\u00c9cosse avait \u00e9t\u00e9 r\u00e9duite de 5,5\u00a0p. 100 par rapport \u00e0 ce qu\u2019elle aurait autrement \u00e9t\u00e9<\/span>33<\/sup>.<\/span><\/p>\n

Le r\u00f4le de l\u2019UARB et du processus de r\u00e9glementation dans la transformation du r\u00e9seau<\/h2>\n

Tracer la voie \u2013 Les d\u00e9cisions d\u2019augmenter le tarif g\u00e9n\u00e9ral en 2005 et en 2006<\/em><\/p>\n

La transformation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la Nouvelle-\u00c9cosse remonte \u00e0 l\u2019adoption des <\/span>Air Quality Regulations<\/em>, en 2005, qui a marqu\u00e9 un virage dans le contenu de la politique environnementale de la Nouvelle-\u00c9cosse relativement \u00e0 NSP, ainsi que dans l\u2019approche de mise en \u0153uvre de cette politique. Pour la premi\u00e8re fois, la Nouvelle-\u00c9cosse incorporait dans la loi des engagements visant <\/span>\u00e0 apporter d\u2019importants changements dans la fa\u00e7on de produire de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/span><\/p>\n

Il est donc logique d\u2019entamer un examen du r\u00f4le que l\u2019UARB a jou\u00e9 dans la transformation du r\u00e9seau depuis cette m\u00eame ann\u00e9e, 2005. Au cours de cette ann\u00e9e, l\u2019UARB a pris la premi\u00e8re de deux d\u00e9cisions importantes concernant les demandes cons\u00e9cutives de NSP d\u2019augmenter le tarif g\u00e9n\u00e9ral d\u2019environ 10\u00a0pour cent<\/span>34<\/sup>.<\/span> Ni l\u2019une ni l\u2019autre de ces demandes ne traitait directement du virage \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable ou de la MDE. Mais comme les demandes subs\u00e9quentes d\u2019augmentation du tarif g\u00e9n\u00e9ral pr\u00e9sent\u00e9es en 2008 et en 2012, celles de 2005 et de 2006 portaient plus particuli\u00e8rement sur la vuln\u00e9rabilit\u00e9 des consommateurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 <\/span>\u00e0 l\u203a\u00e9gard des <\/span>importantes hausses du tarif occasionn\u00e9es inexorablement par les augmentations du co\u00fbt du charbon et d\u2019autres combustibles fossiles. Elles accordaient donc une plus grande importance aux motifs \u00e9conomiques et de protection du consommateur d\u2019une production diversifi\u00e9e et de la MDE. <\/span><\/p>\n

Les demandes de 2005 et de 2006 ont \u00e9galement mis <\/span>\u00e0 l\u2019\u00e9preuve la capacit\u00e9 du <\/span>syst\u00e8me de r\u00e9glementation \u00e0 g\u00e9rer les r\u00e9alit\u00e9s \u00e9conomiques au vu de la col\u00e8re g\u00e9n\u00e9ralis\u00e9e \u00e0 l\u2019\u00e9gard de NSP et du gouvernement relativement au co\u00fbt croissant de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour les m\u00e9nages et les entreprises et de la frustration croissante quant aux progr\u00e8s limit\u00e9s qui \u00e9taient r\u00e9alis\u00e9s en ce qui concerne l\u2019environnement et l\u2019incidence des prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sur les m\u00e9nages \u00e0 faible revenu. Ce contexte a pes\u00e9 directement sur le travail de l\u2019UARB. Par exemple, il y a eu 37 intervenants \u00e0 l\u2019audience de l\u2019UARB sur la demande de hausse du tarif de 2005, dont tous, sauf deux, s\u2019opposaient \u00e0 la demande<\/span>35<\/sup>. Au cours de cette audience et de l\u2019audience sur la demande de 2006, ainsi qu\u2019aux audiences subs\u00e9quentes, des<\/span> r\u00f4les<\/span> notables ont \u00e9t\u00e9 jou\u00e9s par des intervenants mettant l\u2019accent sur l\u2019environnement, les m\u00e9nages \u00e0 faible revenu et les consommateurs. <\/span><\/p>\n

Dans les d\u00e9cisions de 2005 et de 2006, l\u2019UARB a approuv\u00e9 d\u2019importantes hausses du tarif pour NSP qui \u00e9taient \u00e9galement bien en dessous des hausses demand\u00e9es. Ces deux d\u00e9cisions ont expos\u00e9 NSP \u00e0 de fortes critiques de ses pratiques d\u2019achat de carburant et plus g\u00e9n\u00e9ralement \u00e0 une <\/span>\u00e9troite <\/span>surveillance des d\u00e9penses de fonctionnement, d\u2019entretien et g\u00e9n\u00e9rales et de r\u00e9mun\u00e9ration des cadres de l\u2019entreprise. Pour les besoins de cet article, un int\u00e9r\u00eat plus imm\u00e9diat est accord\u00e9 aux mesures qu\u2019a prises l\u2019UARB dans ces d\u00e9cisions pour \u00e9tablir le processus ou le mod\u00e8le de r\u00e9glementation qu\u2019il a continu\u00e9 d\u2019\u00e9laborer tout en se servant de celui-ci pour dans des cas subs\u00e9quents, y compris des cas concernant l\u2019\u00e9nergie renouvelable et la ma\u00eetrise de la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Par exemple, \u00e0 l\u2019audience menant \u00e0 la d\u00e9cision de 2005, l\u2019UARB a nomm\u00e9 un protecteur du consommateur qui a imm\u00e9diatement jou\u00e9 un r\u00f4le important au cours de l\u2019audience<\/span>36<\/sup>. Peu de temps apr\u00e8s, la fonction de protecteur du consommateur a \u00e9t\u00e9 \u00e9tablie dans la loi<\/span>37<\/sup>, et celui-ci joue depuis un r\u00f4le de premier plan \u00e0 toutes les audiences de l\u2019UARB sur les questions li\u00e9es \u00e0 l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ainsi que dans le processus plus vaste de consultation et d\u2019engagement que devraient automatiquement mener NSP et l\u2019ENSC selon l\u2019UARB. <\/span><\/p>\n

La d\u00e9cision de 2005 a \u00e9galement <\/span>\u00e9t\u00e9 marquante en ce qui concerne le rejet par l\u2019UARB d\u2019une entente de r\u00e8glement propos\u00e9e entre NSP et la majorit\u00e9 des intervenants, y compris la province<\/span>38<\/sup>. La raison \u00e9tait consid\u00e9rable, l\u2019incoh\u00e9rence du r\u00e8glement propos\u00e9 avec l\u2019\u00e9valuation qu\u2019a faite l\u2019UARB des preuves dont il disposait, y compris les preuves sur la prudence des pratiques d\u2019achat de carburant de NSP. Mais l\u2019UARB a \u00e9galement tenu compte des pr\u00e9occupations de certaines parties prenantes, y compris celles repr\u00e9sentant les consommateurs et les contribuables \u00e0 faible revenu, en ce qui concerne le caract\u00e8re insuffisamment inclusif du processus par lequel l\u2019entente a \u00e9t\u00e9 n\u00e9goci\u00e9e. Au cours de proc\u00e9dures subs\u00e9quentes, l\u2019UARB a encourag\u00e9 les discussions visant un r\u00e8glement et le processus plus vaste d\u2019engagement ouvert et transparent avec les parties prenantes pouvant mener \u00e0 des ententes de r\u00e8glement, mais sous r\u00e9serve des param\u00e8tres \u00e9tablis dans la d\u00e9cision de 2005 et les d\u00e9cisions suivantes. Lorsqu\u2019il a approuv\u00e9 une entente de r\u00e8glement, il l\u2019a fait parce qu\u2019il approuvait la fa\u00e7on dont l\u2019entente traitait les questions qui seraient autrement litigieuses<\/span>39<\/sup>.<\/span><\/p>\n

Ma\u00eetrise de la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/em><\/p>\n

Dans la d\u00e9cision de 2006 sur le tarif, l\u2019UARB a rejet\u00e9 la demande de financement de NSP pour mettre en \u0153uvre un plan de MDE et a plut\u00f4t d\u00e9termin\u00e9 qu\u2019une audience distincte sur la MDE \u00e9tait n\u00e9cessaire<\/span>40<\/sup>. Cette d\u00e9cision r\u00e9pondait \u00e0 une r\u00e9ception g\u00e9n\u00e9ralement critique de la part des intervenants \u00e0 l\u2019\u00e9gard du plan qu\u2019avait propos\u00e9 NSP, de m\u00eame que le processus qu\u2019avait utilis\u00e9 NSP pour \u00e9laborer ce plan. L\u2019une des questions soulev\u00e9es, y compris par le protecteur du consommateur et des d\u00e9fenseurs de l\u2019environnement et des m\u00e9nages \u00e0 faible revenu, consistait \u00e0 savoir si NSP serait en conflit d\u2019int\u00e9r\u00eats \u00e0 titre d\u2019administrateur de la MDE, \u00e9tant donn\u00e9 que son activit\u00e9 principale \u00e9tait de vendre de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. <\/span><\/p>\n

Avant que l\u2019audience pr\u00e9vue sur la MDE n\u2019e\u00fbt lieu, l\u2019UARB a demand\u00e9 \u00e0 NSP d\u2019\u00e9laborer un plan de ressource int\u00e9gr\u00e9 (PRI)<\/span>41<\/sup>. Le but \u00e9tait de donner \u00e0 l\u2019UARB et aux parties prenantes un aper\u00e7u du plan strat\u00e9gique global aux termes duquel les demandes de NSPI pour des projets d\u2019immobilisations et la MDE devraient \u00eatre examin\u00e9es. Le mandat approuv\u00e9 par l\u2019UARB pour l\u2019\u00e9laboration du PRI stipulait que les \u00ab\u00a0parties prenantes\u00a0\u00bb devaient faire \u00ab\u00a0partie int\u00e9grante\u00a0\u00bb du processus. Le PRI concluait que les options les plus rentables pour r\u00e9duire les \u00e9missions et r\u00e9pondre aux augmentations pr\u00e9vues dans la charge impos\u00e9e par les consommateurs seraient des investissements dans la MDE et l\u2019\u00e9nergie renouvelable, ainsi que des mises \u00e0 niveau des installations existantes du service, ce qui a men\u00e9 \u00e0 un processus d\u2019\u00e9laboration de programmes de MDE aux termes du mandat approuv\u00e9 par l\u2019UARB qui faisait appel \u00e0 la collaboration entre NSP, le personnel de l\u2019UARB, les consultants et les parties prenantes. La force de l\u2019opposition des parties prenantes au fait que NSP puisse assumer le r\u00f4le d\u2019administrateur de la MDE est devenue \u00e9vidente. Un processus distinct d\u2019engagement des parties prenantes pour savoir comment les programmes de MDE devraient \u00eatre administr\u00e9s et r\u00e9gis a \u00e9t\u00e9 \u00e9tabli par la province. Le r\u00e9sultat a \u00e9t\u00e9 une recommandation pour la cr\u00e9ation d\u2019un nouvel administrateur autonome ind\u00e9pendant de la MDE<\/span>42<\/sup>. La loi \u00e9tablissant l\u2019ENSC a \u00e9t\u00e9 adopt\u00e9e en 2009 et promulgu\u00e9e en 2010. <\/span><\/p>\n

Entretemps, en 2008, l\u2019UARB a approuv\u00e9 un plan de MDE de 12.9 millions de dollars <\/span>\u00e9labor\u00e9 par NSP pour 2008-2009 en approuvant une entente de r\u00e8glement qui d\u00e9crivait NSP comme \u00ab\u00a0administrateur temporaire de la MDE\u00a0\u00bb.<\/span>43<\/sup> L\u2019un des \u00e9l\u00e9ments importants du r\u00e8glement approuv\u00e9 a \u00e9t\u00e9 la formation d\u2019un groupe de travail sur l\u2019\u00e9laboration des programmes de MDE devant \u00eatre pr\u00e9sid\u00e9 par un consultant de l\u2019UARB. Ce groupe de travail, maintenant pr\u00e9sid\u00e9 par l\u2019ENSC, a assur\u00e9 un haut niveau de contribution des participants au processus r\u00e9glementaire aux plans subs\u00e9quents de MDE et, par cons\u00e9quent, un haut niveau de confiance de la part des parties prenantes dans le processus de planification de la MDE. Un autre r\u00e9sultat important de la d\u00e9cision de 2008 a \u00e9t\u00e9 l\u2019acceptation par l\u2019UARB des propositions du protecteur du consommateur et de l\u2019Ecology Action Centre voulant que le rendement des programmes de MDE soit assujetti \u00e0 une \u00e9valuation par un \u00e9valuateur ind\u00e9pendant nomm\u00e9 par l\u2019administrateur de la MDE et v\u00e9rifi\u00e9 par un consultant de l\u2019UARB. Ensemble, ces deux r\u00e9sultats de la d\u00e9cision de 2008 concernant la MDE ont contribu\u00e9 \u00e0 assurer rigueur et responsabilit\u00e9 dans la planification et l\u2019administration de la MDE et \u00e0 gagner la confiance des parties prenantes dans les \u00e9conomies d\u2019\u00e9nergie r\u00e9alis\u00e9es. Depuis la d\u00e9cision de 2008, l\u2019UARB a approuv\u00e9 cinq autres plans de MDE<\/span>44<\/sup>.<\/span><\/p>\n

\u00c9nergie renouvelable<\/span><\/p>\n

Les d\u00e9cisions de l\u2019UARB ont \u00e9galement jou\u00e9 un r\u00f4le essentiel dans le d\u00e9veloppement de sources d\u2019\u00e9nergie renouvelable (SER). Par exemple, en vertu des <\/span>Renewable Energy Regulations<\/em> \u00e9tablis aux termes de l\u2019<\/span>Electricity Act<\/em>,<\/span>45<\/sup> l\u2019UARB a rendu une importante d\u00e9cision \u00e9tablissant une politique sur les tarifs communautaires de rachat garantis d\u2019\u00e9nergie renouvelable et une autre sur les tarifs de rachat garantis d\u2019\u00e9nergie mar\u00e9motrice en 2013<\/span>46<\/sup>. Dans les deux cas, l\u2019audience a suivi un processus consultatif concluant pour l\u2019\u00e9tablissement de tarifs men\u00e9 par un consultant de l\u2019UARB, Synapse. Des cas sur les formes classiques d\u2019accords d\u2019achat d\u2019\u00e9nergie et les grands projets d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne ont \u00e9galement \u00e9t\u00e9 port\u00e9s devant l\u2019UARB<\/span>47<\/sup>. <\/span><\/p>\n

La d\u00e9cision la plus importante de l\u2019UARB concernant l\u2019\u00e9nergie renouvelable<\/span> a \u00e9t\u00e9 sa d\u00e9cision sur le projet Maritime Link, qui a d\u00e9j\u00e0 \u00e9t\u00e9 abord\u00e9e dans ce bulletin<\/span>48<\/sup>.<\/span> On y pr\u00e9sentait l\u2019UARB devant faire face \u00e0 des questions difficiles et exigeantes des domaines de la r\u00e9glementation, de la strat\u00e9gie et de la politique. <\/span><\/p>\n

Le projet comprend la pose d\u2019une ligne de transport entre Terre-Neuve et la Nouvelle-\u00c9cosse<\/span>49<\/sup>. Elle aura la capacite\u0301 de transporter jusqu\u2019\u00e0 4 t\u00e9rawattheure (TWh) d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produits par de nouveaux barrages hydro\u00e9lectriques au Labrador, dont un en cours de construction \u00e0 Muskrat Falls, de Terre-Neuve \u00e0 la Nouvelle-\u00c9cosse. Plus de 3\u00a0TWh d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pourront probablement transport\u00e9s par le Nouveau-Brunswick vers la Nouvelle-Angleterre. En vertu d\u2019accords avec Nalcor, le service public appartenant \u00e0 l\u2019\u00c9tat de Terre-Neuve, une soci\u00e9t\u00e9 affili\u00e9e de NSP appel\u00e9e NSP Maritime Link Incorporated (NSPML) paie 20\u00a0pour cent du co\u00fbt de Muskrat Falls et de Maritime Link. En contrepartie, Nalcor s\u2019est engag\u00e9 \u00e0 fournir \u00e0 la Nouvelle-\u00c9cosse, pendant 35 ans, 20\u00a0pour cent de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite par Muskrat Falls en plus de 240 GWh d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 par ann\u00e9e au cours des cinq premi\u00e8res ann\u00e9es d\u2019exploitation du <\/span>Maritime Link \u00e0 \u00eatre utilis\u00e9s en Nouvelle-\u00c9cosse. <\/span><\/p>\n

La question pour l\u2019UARB \u00e9tait de savoir si l\u2019investissement de NSPML dans le projet devrait \u00eatre recouvrable aupr\u00e8s des contribuables de la Nouvelle-\u00c9cosse. Cette question a \u00e9t\u00e9 soumise \u00e0 l\u2019UARB aux termes de la <\/span>Maritime Link Act<\/em>50<\/sup> et des <\/span>Maritime Link Cost Recovery Process Regulations<\/em> qui stipulaient que l\u2019UARB devait approuver le projet s\u2019il \u00e9tait satisfait des deux questions suivantes<\/span>\u00a0:<\/span> que le projet repr\u00e9sentait l\u2019option \u00e0 long terme la moins co\u00fbteuse d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour les contribuables de la Nouvelle-\u00c9cosse et que le projet permettait \u00e0 NSP de s\u2019acquitter des obligations que lui conf\u00e9raient l\u2019<\/span>Electricity Act<\/em>, l\u2019<\/span>Environment Act<\/em> et la <\/span>Loi canadienne sur la protection de l\u2019environnement<\/em>51<\/sup>. Le r\u00e8glement imposait \u00e9galement un d\u00e9lai de 180\u00a0jours \u00e0 l\u2019UARB pour examiner le projet \u00e0 partir de la date de sa pr\u00e9sentation. <\/span><\/p>\n

L\u2019UARB a conclu que le projet Maritime Link permettait \u00e0 NSP de s\u2019acquitter de ses obligations en vertu de la loi sp\u00e9cifi\u00e9e<\/span>52<\/sup>. Il a \u00e9galement conclu que le projet \u00e9tait l\u2019option \u00e0 long terme la moins co\u00fbteuse pour les contribuables <\/span>\u00ab\u00a0<\/span>mais pas dans une mesure tr\u00e8s imposante<\/span>\u00a0\u00bb<\/span>53<\/sup>. Cette conclusion d\u00e9coule du fait qu\u2019il y avait d\u2019autres options pour satisfaire les obligations conf\u00e9r\u00e9es par la loi dont le rendement \u00e9tait aussi bon, voir meilleur dans certains sc\u00e9narios d\u2019avenir. N\u00e9anmoins, l\u2019UARB en est venu \u00e0 la conclusion que le projet Maritime Link \u00e9tait \u00ab\u00a0l\u00e9g\u00e8rement plus robuste que les diff\u00e9rentes autres options\u00a0\u00bb et qu\u2019il \u00ab\u00a0surpassait effectivement les autres options<\/span>\u00a0\u00bb<\/span>54<\/sup>. L\u2019approbation a toutefois \u00e9t\u00e9 assujettie \u00e0 une importante condition\u00a0: que NSPML puisse obtenir de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 la valeur marchande aupr\u00e8s de Nalcor en plus de l\u2019\u00e9nergie qui lui serait fournie au besoin en vertu du \u00ab\u00a0principe 20 pour 20\u00a0\u00bb afin de satisfaire \u00e9conomiquement \u00e0 la demande des contribuables de NSP<\/span>55<\/sup>. Cette condition concorde avec la conclusion de l\u2019UARB selon laquelle la disponibilit\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie <\/span>\u00e0 la valeur marchande <\/span>passant par le Link \u00e9tait \u00ab\u00a0essentielle \u00e0 la viabilit\u00e9 du projet Maritime Link comparativement aux autres options\u00a0\u00bb<\/span>56<\/sup>. Elle concordait \u00e9galement avec les preuves pr\u00e9sent\u00e9es par NSPML, c\u2019est<\/span>\u00e0<\/span>dire que la Nouvelle-\u00c9cosse aurait acc\u00e8s \u00e0 de l\u2019\u00e9nergie suppl\u00e9mentaire <\/span>\u00e0 la valeur marchande <\/span>si le Link \u00e9tait construit. <\/span><\/p>\n

Le premier ministre de Terre-Neuve-et-Labrador, qui n\u2019a pas soumis le plus grand projet \u00e0 l\u2019examen de son organisme de r\u00e9glementation, et le premier ministre de la Nouvelle-\u00c9cosse ont r\u00e9pondu \u00e0 l\u2019approbation conditionnelle de l\u2019UARB pour le projet Maritime Link en d\u00e9clarant que le projet ne d\u00e9pendait pas de l\u2019approbation de l\u2019UARB. Malgr\u00e9 cela, Emera, Nalcor et NSPI ont n\u00e9goci\u00e9 une entente d\u2019acc\u00e8s d\u2019urgence (EAU) pour r\u00e9pondre \u00e0 la condition que la Nouvelle-\u00c9cosse ait acc\u00e8s \u00e0 de l\u2019\u00e9nergie <\/span>\u00e0 la valeur marchande aup<\/span>r\u00e8s de Nalcor. Cette entente a \u00e9t\u00e9 soumise \u00e0 l\u2019UARB aux fins de conformit\u00e9 par NSPML vers la fin 2013. Essentiellement, l\u2019entente oblige Nalcor <\/span>\u00e0 <\/span>offrir un total cumulatif sur 24 ans de 28,8\u00a0TWh d\u2019\u00e9nergie <\/span>\u00e0 la valeur marchande<\/span> et une moyenne annuelle de 1,2\u00a0TWh allant jusqu\u2019\u00e0 1,8\u00a0TWh au cours d\u2019une ann\u00e9e donn\u00e9e<\/span>57<\/sup>. Deux des nombreuses autres pr\u00e9occupations qui ont \u00e9t\u00e9 port\u00e9es \u00e0 l\u2019attention de l\u2019UARB au sujet de l\u2019entente \u00e9taient fondamentales\u00a0: d\u2019abord, que l\u2019obligation cumulative impos\u00e9e \u00e0 Nalcor pour fournir de l\u2019\u00e9nergie <\/span>\u00e0 la valeur marchande<\/span> pourrait \u00eatre <\/span>\u00e9puis\u00e9e apr\u00e8s seulement \u0661\u0666\u00a0<\/span>ans, et deuxi\u00e8mement, que l\u2019entente n\u2019offre aucune assurance de la disponibilit\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie <\/span>\u00e0 la valeur marchande<\/span> pour les 11<\/span>\u00a0<\/span>derni\u00e8res ann\u00e9es des 35 ans du projet. Pour ce qui est de la premi\u00e8re pr\u00e9occupation, l\u2019UARB a accept\u00e9 le t\u00e9moignage d\u2019experts appel\u00e9s par son conseiller juridique et qui ont soulign\u00e9 que l\u2019entente donnait essentiellement \u00e0 NSPI un droit de premier refus relativement \u00e0 toute \u00e9nergie suppl\u00e9mentaire <\/span>\u00e0 la valeur marchande<\/span> tout au long des 24 ans de l\u2019entente en obligeant Nalcor \u00e0 soumissionner aux appels d\u2019offres annuels de NSPI pour de l\u2019\u00e9nergie du march\u00e9<\/span>58<\/sup>. Pour ce qui est de la deuxi\u00e8me pr\u00e9occupation, l\u2019UARB a simplement r\u00e9it\u00e9r\u00e9 la conclusion \u00e0 laquelle il \u00e9tait arriv\u00e9 dans sa d\u00e9cision initiale, soit que la disponibilit\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie du march\u00e9 pourrait \u00eatre assum\u00e9e apr\u00e8s l\u2019expiration de l\u2019entente de Churchill Falls entre Terre-Neuve-et-Labrador et le Qu\u00e9bec en 2041<\/span>59<\/sup>. <\/span><\/p>\n

L\u2019examen du projet Maritime Link par l\u2019UARB a \u00e9t\u00e9 limit\u00e9 par le d\u00e9lai que lui imposait la loi. Dans sa d\u00e9cision initiale sur le projet, l\u2019UARB a indiqu\u00e9 ne pas avoir \u00e9t\u00e9 en mesure d\u2019\u00e9tudier pleinement une alternative au Maritime Link que NSPML n\u2019avait pas analys\u00e9e et selon laquelle les exigences relatives \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable seraient satisfaites gr\u00e2ce \u00e0 la combinaison d\u2019\u00e9nergies renouvelables provenant de diff\u00e9rentes sources<\/span>60<\/sup>. On pourrait donc se demander si la conclusion de l\u2019UARB aurait \u00e9t\u00e9 diff\u00e9rente apr\u00e8s un examen plus complet. En raison de cela et d\u2019autres pr\u00e9occupations soulev\u00e9es concernant les conditions de l\u2019EAU, on pourrait se questionner quant \u00e0 savoir si les conditions sous lesquelles le projet Maritime Link a \u00e9t\u00e9 approuv\u00e9 donnent suffisamment de protection aux contribuables de la Nouvelle-\u00c9cosse. Il est toutefois plus difficile de mettre en doute le fait que le processus r\u00e9glementaire leur a assur\u00e9 une importante protection suppl\u00e9mentaire <\/span>\u00e0 laquelle ils n\u2019auraient pas eu droit autrement. Il leur a \u00e9galement assur\u00e9<\/span> transparence et responsabilit\u00e9 dans la justification du projet, de ses avantages et de ses co\u00fbts escompt\u00e9s.<\/span><\/p>\n

Dans un autre ordre d\u2019id\u00e9es, la m\u00eame chose s\u2019applique aux d\u00e9cisions de 2009 et de 2010 de l\u2019UARB sur le projet de cog\u00e9n\u00e9ration \u00e0 la biomasse \u00e0 l\u2019usine de p\u00e2tes et papiers de Port Hawkesbury, appartenant \u00e0 ce moment \u00e0 New Page et qui est maintenant la propri\u00e9t\u00e9 de Pacific West Commercial Corporation. Le projet exigeait l\u2019installation d\u2019un g\u00e9n\u00e9rateur et condenseur de vapeur \u00e0 l\u2019usine afin que la chaudi\u00e8re \u00e0 fibres de bois se trouvant d\u00e9j\u00e0 \u00e0 l\u2019usine puisse \u00eatre utilis\u00e9e pour produire de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable pour NSP tout en continuant de fournir l\u2019usine en vapeur<\/span>61<\/sup>. La question avait manifestement autant \u00e0 faire avec la viabilit\u00e9 de l\u2019usine, qui fut mise sous s\u00e9questre peu apr\u00e8s, qu\u2019avec le besoin de NSPI d\u2019avoir acc\u00e8s \u00e0 des sources suppl\u00e9mentaires d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable. Cela explique peut-\u00eatre pourquoi la question a d\u2019abord \u00e9t\u00e9 port\u00e9e devant l\u2019UARB en 2009 dans une demande de la part de NSP pour une pr\u00e9-approbation de la prudence du projet propos\u00e9 \u2013 ou plut\u00f4t, de l\u2019entente d\u2019achat d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 que NSP signerait avec la soci\u00e9t\u00e9 cr\u00e9\u00e9e pour exploiter le projet \u2013 ainsi qu\u2019une dispense des exigences concernant la demande concurrentielle d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 achet\u00e9e \u00e9tablies dans le manuel de NSP sur le combustible. <\/span><\/p>\n

L\u2019UARB a jug<\/span>\u00e9 <\/span>qu\u2019il n\u2019\u00e9tait pas de son ressort de pr\u00e9-approuver la prudence de l\u2019entente d\u2019achat d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, pour la m\u00eame raison qu\u2019il avait jug\u00e9 dans des d\u00e9cisions ant\u00e9rieures qu\u2019il n\u2019\u00e9tait pas de son ressort de d\u00e9terminer le prix et les conditions offerts par NSP dans l\u2019appel d\u2019offres de producteurs d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne ind\u00e9pendants\u00a0: son autorit\u00e9 s\u2019appliquait aux tarifs que NSPI proposait exiger de ses clients, et non les prix que NSPI payait \u00e0 ses fournisseurs<\/span>62<\/sup>. L\u2019UARB a utilis\u00e9 un langage p\u00e9remptoire pour faire ressortir qu\u2019une ligne claire devait \u00eatre maintenue entre la gestion et la r\u00e9glementation des services publics. Par cons\u00e9quent, contrairement \u00e0 ce qui avait \u00e9t\u00e9 sugg\u00e9r\u00e9 dans les preuves fournies par NSP, l\u2019UARB n\u2019avait aucunement comme r\u00f4le d\u2019<\/span>\u00ab\u00a0\u00e9tablir <\/span>un partenariat\u00a0\u00bb avec NSP. Il devait plut\u00f4t s\u2019assurer que sa capacit\u00e9 d\u2019examiner ind\u00e9pendamment et rigoureusement la prudence de NSP dans la gestion de ses activit\u00e9s dans le contexte d\u2019une demande d\u2019approbation de tarifs n\u2019\u00e9tait pas compromise par sa participation ant\u00e9rieure aux d\u00e9cisions de gestion m\u00eames qui devaient \u00eatre scrut\u00e9es de pr\u00e8s afin de d\u00e9terminer si ces tarifs \u00e9taient justes et raisonnables. Il a de plus \u00e9t\u00e9 soulign\u00e9 que l\u2019autre approche transf\u00e9rerait le risque que pose la fonction d\u2019assurer la prudence des d\u00e9cisions d\u2019affaires \u2013 un \u00e9l\u00e9ment important dans la justification du taux de rendement admissible pour NSP \u2013 des actionnaires aux clients. Elle r\u00e9duirait \u00e9galement le pouvoir d\u2019incitation du processus r\u00e9glementaire, qui impose au NSP de respecter la norme de prudence dans la gestion de ses activit\u00e9s. <\/span><\/p>\n

Peu de temps apr\u00e8s, le projet a \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sent\u00e9 de nouveau \u00e0 l\u2019UARB, avec une diff\u00e9rente structure d\u2019appartenance et sous la forme d\u2019une demande pour l\u2019approbation d\u2019un bon de travail d\u2019immobilisation, ce qui entre manifestement dans le mandat de l\u2019UARB<\/span>63<\/sup>. Apr\u00e8s avoir achet\u00e9 la chaudi\u00e8re de l\u2019usine et les biens connexes et achet\u00e9 et pay\u00e9 l\u2019usine pour l\u2019installation des g\u00e9n\u00e9rateurs requis, NSP serait propri\u00e9taire des \u00ab\u00a0installations de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9\u00a0\u00bb propos\u00e9es et de toute l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qui y est produite et paierait l\u2019usine de p\u00e2tes et papiers pour le combustible et les services de gestion de fa\u00e7on continue. <\/span><\/p>\n

L\u2019UARB a <\/span>\u00e9t\u00e9 <\/span>tr\u00e8s clair dans sa d\u00e9sapprobation de l\u2019\u00ab\u00a0aversion inhabituelle de NSP au risque assum\u00e9 par les actionnaires<\/span>\u00a0\u00bb dans la restructuration du projet, exigeant ainsi l\u2019approbation de l\u2019UARB<\/span>64<\/sup>. Il a exprim\u00e9 sa frustration relativement au manque de justification fourni par NSP pour certains \u00e9l\u00e9ments du projet, comme l\u2019\u00e9tat des biens vieux de 30 ans que NSP achetait pour un projet de 40 ans<\/span>65<\/sup>. Il a toutefois approuv\u00e9 le projet, acceptant la vision de NSP selon laquelle le projet de biomasse ajouterait de l\u2019\u00e9nergie renouvelable pr\u00e9visible \u00e0 la quantit\u00e9 consid\u00e9rable d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne intermittente que NSP voulait produire ou acheter pour r\u00e9pondre \u00e0 la <\/span>\u00ab\u00a0<\/span>transformation dans le<\/span> m\u00e9lange d\u2019\u00e9nergie\u00a0\u00bb<\/span> requis par la politique du gouvernement visant \u00e0 avoir 25\u00a0pour cent de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite \u00e0 partir de sources renouvelables d\u2019ici 2015<\/span>66<\/sup>. La question pendante concernait le paiement d\u2019avance de 80 millions de dollars (sur un projet de 208,6\u00a0millions) \u00e0 un \u00ab\u00a0partenaire en difficult\u00e9 pour des biens pour lesquels l\u2019UARB n\u2019a re\u00e7u aucune \u00e9valuation\u00a0\u00bb. Pour rem\u00e9dier \u00e0 ce probl\u00e8me, l\u2019UARB a stipul\u00e9 que le projet devait \u00eatre construit pour le co\u00fbt global indiqu\u00e9 dans la demande et que tout co\u00fbt suppl\u00e9mentaire occasionn\u00e9 par le d\u00e9faut de l\u2019usine en raison de sa situation financi\u00e8re irait au compte de NSP, et non \u00e0 celui des contribuables<\/span>67<\/sup>. De plus, l\u2019UARB a stipul\u00e9 que les surcharges d\u2019immobilisations ne seraient pas trait\u00e9es comme des demandes <\/span>\u00ab\u00a0<\/span>normales et courantes donnant l\u2019autorisation de d\u00e9penser outre mesure\u00a0\u00bb mais qu\u2019elles devraient \u00ab\u00a0faire l\u2019objet d\u2019une demande et \u00eatre d\u00e9battues et d\u00e9cid\u00e9es dans le cadre d\u2019un processus d\u2019audience publique\u00a0\u00bb. <\/span><\/p>\n

D\u00e9cisions sur le tarif de maintien de la charge<\/em><\/p>\n

Le contexte d\u2019ensemble pour l\u2019examen du projet de biomasse de Port Hawkesbury par l\u2019UARB comprend les multiples occasions au cours desquelles il a \u00e9t\u00e9 appel\u00e9 pour examiner l\u2019incidence des co\u00fbts de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sur l\u2019industrie de p\u00e2tes et papiers en difficult\u00e9 en Nouvelle-\u00c9cosse. Plusieurs de ces d\u00e9cisions entrecoupent celles de l\u2019UARB sur la MDE et l\u2019\u00e9nergie renouvelable et illustrent d\u2019autant plus l\u2019\u00e9quilibre que l\u2019UARB a atteint entre la <\/span>\u00ab\u00a0<\/span>tarification traditionnelle<\/span>\u00a0\u00bb<\/span> et les r\u00e9alit\u00e9s \u00e9conomiques, sociales et politiques qui doivent \u00eatre prises en compte dans la r\u00e9glementation. <\/span><\/p>\n

Les d\u00e9cisions de l\u2019UARB concernant les p\u00e2tes et papiers comprennent l\u2019approbation en 2000 du tarif de maintien de la charge (TMC) pour l\u2019usine de Port Hawkesbury et l\u2019usine de Liverpool appartenant \u00e0 Bowater en fonction des options voulant que chacune d\u2019elles fasse appel \u00e0 un fournisseur unique pour son \u00e9lectricit\u00e9<\/span>68<\/sup>. En 2011, alors que l\u2019usine de Port Hawkesbury jouissait de la protection contre les cr\u00e9anciers et que l\u2019usine de Liverpool faisait face \u00e0 une fermeture imminente, l\u2019UARB a approuv\u00e9 des modifications au TMC<\/span>69<\/sup>. L\u2019une visait \u00e0 le rendre applicable en cas de probl\u00e8mes \u00e9conomiques. Une autre consistait \u00e0 fixer le TMC pour trois ans \u00e0 des taux visant \u00e0 aider les usines \u00e0 survivre tout en assurant l\u2019\u00e9quit\u00e9 pour d\u2019autres contribuables. L\u2019UARB a conclu qu\u2019il \u00e9tait \u00ab\u00a0pr\u00eat \u00e0 d\u00e9roger de la tarification traditionnelle mais avec r\u00e9ticence\u2026 et \u00e0 permettre [aux usines] de demeurer dans le r\u00e9seau et de faire, au meilleur jugement de l\u2019UARB, une contribution aux co\u00fbts fixes du r\u00e9seau<\/span>\u00a0\u00bb<\/span>70<\/sup>. Le TMC approuv\u00e9 pour trois ans \u00e9tait une solution de rechange \u00e9labor\u00e9e par l\u2019UARB au tarif de cinq ans propos\u00e9 par les usines et qui, selon l\u2019UARB, transf\u00e9rait un risque inacceptable concernant les co\u00fbts des combustibles \u00e0 d\u2019autres contribuables. L\u2019UARB a opt\u00e9 pour cette solution au lieu de rejeter la demande parce que ce rejet \u00ab\u00a0ne contribuerait pas \u00e0 la r\u00e9solution des difficult\u00e9s financi\u00e8res auxquelles font face les deux usines\u00a0\u00bb ou \u00ab\u00a0donnerait \u00e0 tout le moins aux autres clients la possibilit\u00e9 de recevoir une contribution\u00a0\u00bb pour les co\u00fbts du r\u00e9seau<\/span> \u00ab\u00a0d\u00e9coulant de l\u2019exploitation continue des deux usines\u00a0\u00bb<\/span>71<\/sup>. <\/span><\/p>\n

La m\u00eame r\u00e9ceptivit\u00e9 aux difficult\u00e9s de l\u2019industrie de p\u00e2tes et papiers a \u00e9t\u00e9 observ\u00e9e en 2012 lorsque l\u2019UARB a approuv\u00e9 un TMC sp\u00e9cialement pour l\u2019usine de Port Hawkesbury<\/span>72<\/sup>. Mais, l\u2019usine de Liverpool avait ferm\u00e9 et l\u2019usine de Port Hawkesbury \u00e9tait sur le point d\u2019\u00eatre achet\u00e9e dans le cadre d\u2019un plan de restructuration faisant appel \u00e0 une importante r\u00e9duction des co\u00fbts de main-d\u2019\u0153uvre, fiscaux et d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Le TMC a \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sent\u00e9 comme n\u00e9cessaire \u00e0 la conclusion de l\u2019achat et \u00e0 la r\u00e9ouverture de l\u2019usine. On proposait un tarif fond\u00e9, comme celui qui avait \u00e9t\u00e9 approuv\u00e9 en 2011, sur le co\u00fbt incr\u00e9mentiel pour alimenter l\u2019usine mais qui, contrairement \u00e0 celui de 2011, ne comprenait pas les co\u00fbts de la MDE ni les co\u00fbts li\u00e9s au respect des normes en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie renouvelable<\/span>73<\/sup>. Le tarif propos\u00e9 serait fixe, assujetti \u00e0 une r\u00e9ouverture apr\u00e8s cinq ans, pour plus de sept ans, et comprendrait un <\/span>\u00ab\u00a0<\/span>ajout<\/span>\u00a0\u00bb<\/span> pour les co\u00fbts fixes inf\u00e9rieur \u00e0 celui inclus dans le tarif de trois ans approuv\u00e9 en 2011. <\/span><\/p>\n

L\u2019UARB a approuv\u00e9 le nouveau TMC pour les motifs courants\u00a0: il est pr\u00e9f\u00e9rable pour les contribuables que l\u2019usine soit raccord\u00e9e au r\u00e9seau et qu\u2019elle contribue aux co\u00fbts fixes. Plusieurs facteurs particuliers ont \u00e9t\u00e9 essentiels \u00e0 la prise de d\u00e9cision. Le m\u00e9canisme d\u2019\u00e9tablissement de prix, contrairement au tarif propos\u00e9 en 2011, tenait compte des co\u00fbts hebdomadaires r\u00e9els de combustible.<\/span>74<\/sup> La province a pris deux engagements cl\u00e9s dans ce dossier\u00a0: d\u2019abord qu\u2019il ne serait pas exig\u00e9 des contribuables de payer les co\u00fbts incr\u00e9mentiels pour toute obligation suppl\u00e9mentaire li\u00e9e aux SER et occasionn\u00e9e par l\u2019exploitation de l\u2019usine, et deuxi\u00e8mement que la province adopterait un r\u00e8glement assurant l\u2019\u00ab\u00a0obligation d\u2019exploiter\u00a0\u00bb l\u2019installation de biomasse afin d\u2019interdire son exploitation pour l\u2019usine lorsque cela n\u2019est pas n\u00e9cessaire pour le r\u00e9seau d\u2019\u00eatre consid\u00e9r\u00e9 comme un co\u00fbt incr\u00e9mentiel.<\/span>75<\/sup> Le facteur plus g\u00e9n\u00e9ral a tout simplement \u00e9t\u00e9 l\u2019acceptation de la demande par l\u2019UARB, appuy\u00e9e par des renseignements financiers d\u00e9pos\u00e9s \u00e0 titre confidentiel, selon laquelle l\u2019usine ne serait ni achet\u00e9e ni rouverte sans le TMC propos\u00e9.<\/span>76<\/sup><\/p>\n

Observations et r\u00e9flexions<\/h2>\n

Bien qu\u2019il ne soit pas possible d\u2019\u00e9valuer d\u00e9finitivement l\u2019incidence de l\u2019UARB sur la transformation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la Nouvelle-\u00c9cosse simplement en prenant connaissance de ses d\u00e9cisions, bon nombre de conclusions particuli\u00e8res peuvent \u00eatre offertes. D\u2019abord, en exigeant un PRI en 2007, l\u2019UARB a \u00e9t\u00e9 un catalyseur pour le d\u00e9veloppement rapide de la MDE et de l\u2019\u00e9nergie renouvelable. Deuxi\u00e8mement, l\u2019UARB a \u00e9labor\u00e9 un cadre de r\u00e9glementation pour la MDE afin de s\u2019assurer qu\u2019elle puisse offrir les \u00e9conomies d\u2019<\/span>\u00e9nergie qui justifient sa raison d\u2019\u00eatre. Troisi\u00e8mement, l\u2019UARB a contribu\u00e9 \u00e0 l\u2019\u00e9laboration d\u2019un cadre de travail exploitable pour le d\u00e9veloppement de l\u2019\u00e9nergie renouvelable et a soumis \u00e0 une surveillance rigoureuse les projets d\u2019\u00e9nergie renouvelable qui lui ont \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sent\u00e9s, y compris le projet transformationnel Maritime Link. <\/span>Quatri\u00e8mement, l\u2019UARB a g\u00e9r\u00e9 la difficile t\u00e2che de prot\u00e9ger les contribuables et les principes de base de la r\u00e9glementation \u00e9conomique tout en \u00e9tant sensible et r\u00e9ceptif aux d\u00e9fis que pose le co\u00fbt de l\u2019\u00e9nergie dans une petite province isol\u00e9e sur le plan de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, avec une \u00e9conomie fragile, o\u00f9 l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est principalement produite par la combustion de charbon co\u00fbteux et o\u00f9 des investissements consid\u00e9rables devront \u00eatre faits dans les domaines de l\u2019\u00e9nergie renouvelable et de la MDE en vue de r\u00e9duire la d\u00e9pendance au charbon dans le futur. <\/span><\/p>\n

On pourrait \u00e9galement supposer que l\u2019UARB a contribu\u00e9 \u00e0 maintenir le processus de transformation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sur la bonne voie en soumettant le processus, et plus particuli\u00e8rement ses aspects \u00e9conomiques, \u00e0 une r\u00e8glementation efficace et responsable qui est appliqu\u00e9e de fa\u00e7on raisonnable.<\/span><\/p>\n

L\u2019importance du cadre l\u00e9gislatif <\/em><\/p>\n

Bien s\u00fbr, il importe pour le r\u00f4le qu\u2019a jou\u00e9 l\u2019UARB dans la transformation du r\u00e9seau d\u2019<\/span>\u00e9lectricit\u00e9<\/span> que des gouvernements n\u00e9o-\u00e9cossais successifs aient introduit leurs principaux choix politiques dans la loi, donnant ainsi \u00e0 l\u2019UARB le mandat conf\u00e9r\u00e9 par la loi requis pour exiger la gestion et le d\u00e9veloppement du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en conformit\u00e9 avec ces objectifs politiques. <\/span><\/p>\n

Il importe peut-\u00eatre \u00e9galement que ces gouvernements successifs aient largement r\u00e9sist\u00e9 \u00e0 la tentation de prescrire des mesures \u00e0 prendre et des plans pr\u00e9cis pour atteindre les buts et les objectifs \u00e9tablis par la loi<\/span>77<\/sup>. Ainsi, l\u2019UARB a \u00e9t\u00e9 en mesure, pour le compte des contribuables, de tenir NSP (ainsi qu\u2019ENSC pour ce qui est de la MDE) responsable de l\u2019\u00e9laboration et de la mise en \u0153uvre de ces plans et mesures, ce qui veut \u00e9galement dire que ces mesures et plans ont \u00e9t\u00e9 \u00e9tudi\u00e9s en d\u00e9tail et mis \u00e0 l\u2019essai dans le cadre d\u2019un processus qui a \u00e9t\u00e9 rigoureux, ouvert, transparent et responsable. De plus, un cadre l\u00e9gislatif non normatif a \u00e9galement laiss\u00e9 \u00e0 l\u2019UARB la souplesse n\u00e9cessaire pour assurer la r\u00e9ceptivit\u00e9 du syst\u00e8me de r\u00e9glementation aux conditions changeantes et aux attentes en constante \u00e9volution des parties prenantes, ainsi qu\u2019aux adaptations particuli\u00e8res qui ont d\u00fb \u00eatre apport\u00e9es \u00e0 la <\/span>\u00ab\u00a0<\/span>tarification traditionnelle<\/span>\u00a0\u00bb pour faire face aux r\u00e9alit\u00e9s de la Nouvelle-\u00c9cosse.<\/span><\/p>\n

Du m\u00eame coup, le cadre l\u00e9gislatif de la Nouvelle-\u00c9cosse a \u00e9t\u00e9 suffisamment normatif pour faire en sorte que les choix complexes et contest\u00e9s auxquels a d\u00fb faire face la province pour<\/span> m\u00eame entamer le processus de transformation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ont, pour la plupart, \u00e9t\u00e9 <\/span>assum\u00e9s. Ils n\u2019ont pas \u00e9t\u00e9 diff\u00e9r\u00e9s, comme ils l\u2019auraient \u00e9t\u00e9 dans un processus de gouvernance plus internalis\u00e9, tels des \u00ab\u00a0v\u00e9rit\u00e9s d\u00e9rangeantes\u00a0\u00bb. Ici, l\u2019ind\u00e9pendance de l\u2019UARB et son sens de la responsabilit\u00e9 pour traiter les questions devant \u00eatre r\u00e9gl\u00e9es en vue de s\u2019assurer que la transformation du r\u00e9seau se fasse de fa\u00e7on conforme \u00e0 la loi, efficace par rapport au co\u00fbt pour les contribuables et dans l\u2019int\u00e9r\u00eat sup\u00e9rieur du public ont \u00e9t\u00e9 d\u2019une importance critique. Dans certains cas, cela a permis de voir \u00e0 ce que l\u2019attention soit accord\u00e9e aux questions sur lesquelles le gouvernement devait encore se pencher. De cette fa\u00e7on, le cadre l\u00e9gislatif a assur\u00e9 une dynamique it\u00e9rative entre les processus strat\u00e9gique et r\u00e9glementaire.<\/span><\/p>\n

De mani\u00e8re cruciale, les r\u00e9sultats de l\u2019UARB ont re\u00e7u suffisamment d\u2019appui pour constituer un fondement fiable pour la prise de d\u00e9cisions et de mesures d\u2019ampleur qui concordent avec la transformation pluriannuelle pr\u00e9vue par la loi. \u00c0 cet \u00e9gard, il importait probablement que des gouvernements successifs aient non seulement respect\u00e9 l\u2019ind\u00e9pendance institutionnelle officielle de l\u2019UARB mais aussi qu\u2019ils aient fermement<\/span> r\u00e9sist\u00e9 \u00e0 la tentation de faire pencher le mandat de l\u2019UARB en faveur des propositions ou des plans que le gouvernement pouvait favoriser. <\/span>Le gouvernement a \u00e9galement laiss\u00e9 l\u2019UARB d\u00e9cider en grande partie de son processus et a grandement contribu\u00e9 au processus r\u00e9glementaire en comparaissant devant l\u2019UARB pour exprimer son opinion sur des questions de fond et proc\u00e9durales dont l\u2019UARB \u00e9tait saisi. <\/span><\/p>\n

L\u2019exception \u00e0 cette approche \u00ab\u00a0passive\u00a0\u00bb en a \u00e9t\u00e9 une significative\u00a0: la loi adopt\u00e9e en 2013 pour d\u00e9finir la port\u00e9e et limiter la dur\u00e9e de l\u2019examen du projet Maritime Link par l\u2019UARB. Il s\u2019agissait toutefois, et de loin, d\u2019un projet exceptionnel. Le choix du gouvernement de le faire examiner par l\u2019UARB a \u00e9t\u00e9, \u00e0 tout le moins, aussi significatif que son choix de limiter la port\u00e9e de cet examen. De surcro\u00eet, la loi adopt\u00e9e a donn\u00e9 \u00e0 l\u2019UARB un important pouvoir lui permettant de proc\u00e9der \u00e0 un examen ind\u00e9pendant et rigoureux d\u2019un projet faisant l\u2019objet d\u2019ententes intergouvernementales importantes sur le plan politique et d\u2019une politique essentielle sur l\u2019\u00e9nergie, l\u2019\u00e9conomie et l\u2019environnement. <\/span><\/p>\n

De multiples facteurs, dont certains sont plus valables que d\u2019autres, peuvent expliquer les raisons pour lesquelles les gouvernements de la Nouvelle-\u00c9cosse ne sont pas entr\u00e9 dans les d\u00e9tails de la comp\u00e9tence de l\u2019UARB afin d\u2019harmoniser celle-ci de fa\u00e7on plus explicite avec les r\u00e9sultats de la politique sur l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 que ces m\u00eames gouvernements ont introduite dans la loi. Il n\u2019est pas clair non plus si l\u2019UARB a, \u00e0 tous les \u00e9gards, b\u00e9n\u00e9fici\u00e9 de l\u2019approche \u00ab\u00a0passive\u00a0\u00bb qu\u2019a prise le gouvernement. En lisant les d\u00e9cisions de l\u2019UARB, on peut soup<\/span>\u00e7onner que sur certaines questions, l\u2019UARB aurait aim\u00e9 disposer de prescriptions l\u00e9gislatives plus claires, comparables \u00e0 celles dont disposent leurs homologues dans d\u2019autres secteurs<\/span>78<\/sup>. Parall\u00e8lement, il est possible que l\u2019ind\u00e9pendance, l\u2019objectivit\u00e9 et l\u2019impartialit\u00e9 per\u00e7ues \u00e0 l\u2019\u00e9gard du processus de l\u2019UARB \u2013 et donc de ses d\u00e9cisions \u2013 aient b\u00e9n\u00e9fici\u00e9 du fait que le mandat de ce dernier est, en grande partie, un mandat d\u2019organisme de r\u00e9glementation \u00e9conomique<\/span>79<\/sup>. <\/span><\/p>\n

L\u2019importance du rendement de l\u2019UARB <\/em><\/p>\n

Tout comme le cadre l\u00e9gislatif l\u2019a \u00e9t\u00e9 pour cr\u00e9er les conditions permettant \u00e0 l\u2019UARB de jouer le r\u00f4le qu\u2019il a jou\u00e9, la fa\u00e7on dont l\u2019UARB a assum\u00e9 ce r\u00f4le a \u00e9t\u00e9 d\u2019une grande importance. En effet, le rendement de l\u2019UARB pourrait avoir autant \u00e0 faire avec son mandat non normatif que son mandat l\u00e9gislatif aurait \u00e0 faire avec son rendement. Quatre \u00e9l\u00e9ments de l\u2019approche de l\u2019UARB m\u00e9ritent d\u2019\u00eatre soulign\u00e9s.<\/span><\/p>\n

Le premier r\u00e9side tout simplement dans la qualit\u00e9 des d\u00e9cisions de l\u2019UARB en tant que produits de la<\/span> r\u00e9glementation. Chaque d\u00e9cision co<\/span>mprend une analyse d\u00e9taill\u00e9e et rigoureuse des arguments et des preuves pr\u00e9sent\u00e9s sur toutes les questions importantes soulev\u00e9es au cours de l\u2019audience connexe. De fa\u00e7on uniforme, les conclusions sont fond\u00e9es sur une analyse rigoureuse, d\u00e9taill\u00e9e et exhaustive. Chaque audience, si les circonstances le permettent, donne amplement l\u2019occasion \u00e0 tous les participants de pr\u00e9senter leur cas et d\u2019examiner celui des autres. Chaque audience est l\u2019\u00e9v\u00e9nement culminant dans un processus d\u2019\u00e9change d\u2019information qui permet \u00e0 toutes les parties de participer \u00e0 l\u2019audience en toute connaissance de cause. Du point de vue du droit administratif, les raisons que donne l\u2019UARB pour ses d\u00e9cisions ont exactement l\u2019effet que devraient avoir les raisons de ce type de d\u00e9cision\u00a0:<\/span>80<\/sup> elles font clairement \u00e9tat des motifs pour lesquels l\u2019UARB en est arriv\u00e9 \u00e0 sa d\u00e9cision; elles montrent que l\u2019UARB a soigneusement \u00e9tudi\u00e9 toutes les questions et fait des choix \u00e9clair\u00e9s dans chacun de ces cas; elles offrent des directives claires sur ce qui devrait \u00eatre fait pour mettre en \u0153uvre ou donner suite \u00e0 la d\u00e9cision de l\u2019UARB et elles d\u00e9crivent clairement la jurisprudence sur laquelle s\u2019est fond\u00e9 l\u2019UARB et sur laquelle il est donc susceptible de se fonder dans le futur. <\/span><\/p>\n

Deuxi\u00e8mement, l\u2019UARB a adopt\u00e9 une approche claire mais nuanc\u00e9e quant \u00e0 la ligne entre les politiques et la r\u00e9glementation. D\u2019un c\u00f4t\u00e9, il a pris son r\u00f4le de mandataire de la politique du gouvernement tr\u00e8s au s\u00e9rieux, tout en insistant pour que le gouvernement exprime sa politique dans la loi, ce qui se voit dans la prudence avec laquelle l\u2019UARB a abord\u00e9 les questions concernant son autorit\u00e9, tant dans les cas o\u00f9 il a conclu qu\u2019il n\u2019avait pas comp\u00e9tence que dans les cas o\u00f9 il a conclu qu\u2019il l\u2019avait. <\/span><\/p>\n

D\u2019un autre c\u00f4t\u00e9, l\u2019UARB a \u00e9t\u00e9 sensible au contexte politique plus g\u00e9n\u00e9ral entourant les questions dont il a \u00e9t\u00e9 saisi, que ce contexte soit l\u2019exposition des contribuables \u00e0 des tarifs chocs, l\u2019importance des usines de p\u00e2tes et papiers dans l\u2019\u00e9conomie des communaut\u00e9s rurales, les bienfaits g\u00e9n\u00e9raux du projet Maritime Link dans l\u2019int\u00e9gration de la Nouvelle-\u00c9cosse dans le r\u00e9seau nord-am\u00e9ricain, l\u2019importance de la sensibilisation du public \u00e0 l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique pour la r\u00e9ussite de ces programmes ou l\u2019avancement dans le d\u00e9veloppement de l\u2019\u00e9nergie mar\u00e9motrice. Bien que ces facteurs ne soient peut-\u00eatre pas du ressort formel de l\u2019UARB, ils nous informent de ce qu\u2019il a fait dans les limites de sa comp\u00e9tence. Qui plus est, ces facteurs strat\u00e9giques plus g\u00e9n\u00e9raux ont \u00e9t\u00e9 cit\u00e9s et expliqu\u00e9s dans les d\u00e9cisions de l\u2019UARB, ce qui leur conf\u00e8re une fonction didactique dans l\u2019explication du contexte, de l\u2019importance et des r\u00e9percussions des choix strat\u00e9giques et r\u00e9glementaires.<\/span><\/p>\n

Troisi\u00e8mement, dans un m\u00eame ordre d\u2019id\u00e9es, l\u2019UARB s\u2019est bien gard\u00e9 de rester du bon c\u00f4t\u00e9 de la ligne entre la r\u00e9glementation et la gestion, ce qui est des plus \u00e9vident dans sa premi\u00e8re d\u00e9cision concernant le projet de biomasse de Port Hawkesbury, mais qui se voit \u00e9galement dans les r\u00e9ponses de l\u2019UARB \u00e0 toute une gamme de propositions qui sont souvent faites en vue d\u2019inclure des conditions aux approbations et dans la volont\u00e9 de l\u2019UARB de r\u00e9orienter la r\u00e9glementation de la MDE afin qu\u2019elle soit moins prescriptive. Comme l\u2019UARB l\u2019a expliqu\u00e9 dans sa premi\u00e8re d\u00e9cision sur le projet de biomasse, il est tr\u00e8s conscient que sa capacit\u00e9 en mati\u00e8re de r\u00e9glementation d\u00e9pend de la distinction qui est faite entre son r\u00f4le comme organisme de r\u00e9glementation et le r\u00f4le de la direction des entit\u00e9s r\u00e9glement\u00e9es dans la prise des d\u00e9cisions ou dans l\u2019\u00e9laboration des plans que l\u2019UARB doit examiner. Il comprend, en d\u2019autres mots, qu\u2019un organisme de r\u00e9glementation que jouit d\u2019une confiance doit \u00eatre ind\u00e9pendant de ceux qu\u2019il r\u00e9glemente, de m\u00eame que du gouvernement. <\/span><\/p>\n

Quatri\u00e8mement, l\u2019UARB croit et a recours \u00e0 un processus qui est non seulement juste, mais aussi fond\u00e9 sur l\u2019inclusion et la coop\u00e9ration. Il a clairement indiqu\u00e9 qu\u2019il s\u2019attend \u00e0 ce que ceux qu\u2019il r\u00e9glemente travaillent avec les diff\u00e9rentes parties prenantes, ou plut\u00f4t avec les repr\u00e9sentants des parties prenantes qui interviennent habituellement au cours des audiences. Indiquant clairement qu\u2019il ne subordonnerait pas son r\u00f4le de protecteur de l\u2019int\u00e9r\u00eat public pour n\u00e9gocier des ententes, l\u2019UARB a \u00e9galement pr\u00e9cis\u00e9 qu\u2019un r\u00e8glement faisant consensus et fond\u00e9 sur une r\u00e9solution<\/span> d\u00e9fendable des questions est un important indicateur <\/span>de l\u2019int\u00e9r\u00eat que porte le public \u00e0 ces questions<\/span>81<\/sup>. De fa\u00e7on plus g\u00e9n\u00e9rale, l\u2019UARB a clairement manifest\u00e9 son intention qu\u2019une consultation significative avec les parties prenantes soit comprise dans les demandes qui lui sont pr\u00e9sent\u00e9es pour une r\u00e9solution par voie d\u2019audience. De plus, l\u2019UARB a institu\u00e9 plusieurs processus de consultation permanents, comme un m\u00e9canisme d\u2019ajustement selon le combustible et le groupe de travail sur la MDE. <\/span><\/p>\n

\u00c0 tous ces \u00e9gards, l\u2019UARB a rendu le processus hautement technique de la r\u00e9glementation \u00e9conomique relativement inclusif. <\/span>Il incite fortement ceux qui ont des \u00ab\u00a0int\u00e9r\u00eats en jeu\u00a0\u00bb et qui s\u2019en remettraient autrement au gouvernement \u00e0 participer au processus de r\u00e9glementation. Parall\u00e8lement, l\u2019insistance de l\u2019UARB sur l\u2019engagement a donn\u00e9 au gouvernement un motif hautement d\u00e9fendable de laisser les questions de r\u00e9glementation au processus r\u00e9glementaire. Il semble \u00e9galement que l\u2019engagement de l\u2019UARB visant \u00e0 favoriser la participation des parties prenantes ait renforc\u00e9 la fonctionnalit\u00e9 du processus de r\u00e9glementation en lui apportant un important \u00e9l\u00e9ment du tripartisme associ\u00e9 \u00e0 la r\u00e9glementation adapt\u00e9e et, de fa\u00e7on plus g\u00e9n\u00e9rale, aux approches modernes de r\u00e9glementation en vigueur dans de multiples secteurs<\/span>82<\/sup>. <\/span><\/p>\n<\/div>\n

\n
    \n
  1. Professeur agr\u00e9g\u00e9, Schulich School of Law, School of Health Administration et College of Sustainability, Universit\u00e9 Dalhousie et pr\u00e9sident du conseil d\u2019administration d\u2019Efficiency Nova Scotia et d\u2019EfficiencyOne.<\/span><\/li>\n
  2. Richard Starr, <\/span>Power Failure?<\/span> (Halifax\u00a0: Formac Publishing, 2011)<\/span><\/li>\n
  3. Pour des renseignements sur ce paragraphe, voir London Economics, <\/span>Nova Scotia power sector: Current Situation, recent developments and challenges, and SWOT analysis<\/span>, a paper prepared for the Nova Scotia Department of Energy, en ligne : Nova SCotia Department of Energy <http:\/\/energy.novascotia.ca\/sites\/default\/files\/files\/Overview%20web2.pdf<\/a>>.<\/span><\/li>\n
  4. Efficiency Nova Scotia Corporation Act,<\/span> SNS 2009, c3.<\/span><\/li>\n
  5. En vertu de la loi sur la restructuration r\u00e9cemment adopt\u00e9e, l\u2019administration des programmes de MDE sera franchis\u00e9e par la province \u00e0 un franchis\u00e9 qui en assurera l\u2019ex\u00e9cution \u00e0 titre de fournisseur de service ax\u00e9 sur l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique pour la marque Efficiency Nova Scotia. L\u2019ENSC est sur le point d\u2019\u00eatre reconfigur\u00e9 en une soci\u00e9t\u00e9 en vertu de la <\/span>Loi sur les soci\u00e9t\u00e9s canadiennes \u00e0 but non lucratif<\/span>, appel\u00e9e EfficiencyOne, dans l\u2019attente de se voir octroyer la franchise pour assumer la fonction d\u2019administrateur des programmes de ma\u00eetrise de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sous le nom d\u2019Efficiency Nova Scotia. Elle le fera \u00e0 titre de fournisseur d\u2019\u00e9conomies d\u2019\u00e9nergie \u00e0 NSP, ce que NSP sera tenu d\u2019acheter, en vertu de l\u2019<\/span>Electricity Act<\/span> dans la mesure o\u00f9 il sera d\u00e9montr\u00e9 que ces \u00e9conomies d\u2019\u00e9nergie offriraient le meilleur rapport co\u00fbt-rendement pour les contribuables.<\/span><\/li>\n
  6. Utilities and Review Board Act,<\/span> SNS 1992, c 11.<\/span><\/li>\n
  7. Public Utilities Act,<\/span> RSNS 1989, c 380 <\/span>[<\/span>PUA<\/span>]<\/span>.<\/span><\/li>\n
  8. Electricity Act,<\/span> SNS 2004, c 25.<\/span><\/li>\n
  9. Supra<\/span> note 3.<\/span><\/li>\n
  10. Electricity Efficiency and Conservation Restructuring (2014) Act<\/span>, SNS 2014, c 5.<\/span><\/li>\n
  11. PUA<\/span>, <\/span>supra<\/span> note 6<\/span>art 64.<\/span><\/li>\n
  12. Re Nova Scotia Power Inc.<\/span>, 2005 NSUARB 27, au para 24.<\/span><\/li>\n
  13. Ibid<\/span> au para 67.<\/span><\/li>\n
  14. Ibid<\/span> au para 35.<\/span><\/li>\n
  15. Ibid <\/span>au para45.<\/span><\/li>\n
  16. Ibid<\/span> au para 18.<\/span><\/li>\n
  17. Ibid<\/span> au para 44.<\/span><\/li>\n
  18. Supra <\/span>note 3. <\/span><\/li>\n
  19. Air Quality Regulations,<\/span> OIC 2005-87, NS Reg 28\/2005.<\/span><\/li>\n
  20. Environment Act,<\/span> SNS 1994-95, c 1.<\/span><\/li>\n
  21. Environmental Goals and Sustainable Prosperity Act,<\/span> SNS 2007, c 7.<\/span><\/li>\n
  22. Gas Emissions Regulations,<\/span> OIC 2009-341, NS Reg 260\/2013.<\/span><\/li>\n
  23. Supra <\/span>note 19.<\/span><\/li>\n
  24. Renewable Electricity Regulations<\/span>, OIC 2010-381, NSReg 155\/2010 <\/span>[<\/span>Renewable Electricity Regulations<\/span>]<\/span>. Voir aussi <\/span>Renewable Electricity Plan: A Path to Good Jobs, Stable Prices, and a Cleaner Environment<\/span>, du minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie de la Nouvelle-\u00c9cosse, avril 2010.<\/span><\/li>\n
  25. La planification pour s\u2019acquitter de cette obligation doit exclure l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 provenant de \u00ab\u00a0g\u00e9n\u00e9rateurs d\u2019\u00e9nergie renouvelable raccord\u00e9s au r\u00e9seau de distribution\u00a0\u00bb. Le 10 p. 100 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable fourni doit comprendre 5\u00a0p. 100 des ventes annuelles totales provenant de producteurs ind\u00e9pendants d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Voir <\/span>Renewable Electricity Regulations<\/span>, <\/span>supra<\/span> note 23 art 5.<\/span><\/li>\n
  26. Comme pour la norme de 2011, la planification pour s\u2019acquitter de cette obligation doit exclure l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 provenant de \u00ab\u00a0g\u00e9n\u00e9rateurs d\u2019\u00e9nergie renouvelable raccord\u00e9s au r\u00e9seau de distribution\u00a0\u00bb, bien que cette \u00e9lectricit\u00e9 puisse \u00eatre prise en compte dans l\u2019acquittement de cette obligation. Le 25\u00a0pour cent d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable produit doit comprendre 5\u00a0pour cent des ventes annuelles totales provenant de producteurs ind\u00e9pendants d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. <\/span>Renewable Electricity Regulations<\/span>, <\/span>supra<\/span> note 23 art 6.<\/span><\/li>\n
  27. Le 40\u00a0pour cent doit inclure l\u2019\u00e9nergie renouvelable acquise gr\u00e2ce <\/span>\u00e0 <\/span>une conformit\u00e9 continue aux obligations des phases ant\u00e9rieures exigeant l\u2019achat d\u2019\u00e9nergie renouvelable de producteurs ind\u00e9pendants. Il doit \u00e9galement comprendre 20\u00a0pour cent de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite par la centrale \u00e9lectrique de Muskrat Falls si la centrale et l\u2019infrastructure de transport connexe ont \u00e9t\u00e9 compl\u00e9t\u00e9es et si une \u00e9valuation par rapport \u00e0 NSP relativement au projet Maritime Link a \u00e9t\u00e9 approuv\u00e9e par l\u2019UARB. <\/span>Renewable Electricity Regulations<\/span>, <\/span>supra<\/span> note 23 art 6A.<\/span><\/li>\n
  28. Accord d\u2019\u00e9quivalence concernant les r\u00e8glements f\u00e9d\u00e9ral et n\u00e9o-\u00e9cossais visant le contr\u00f4le des \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre des producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la Nouvelle-\u00c9cosse, en ligne<\/span>\u00a0: <\/span><http:\/\/www.ec.gc.ca\/lcpe-cepa\/default.asp?lang=Fr&n=1ADECEDE-1<\/a>>.<\/span><\/li>\n
  29. Canadian Environmental Protection Act,<\/span> SC 1999, c 33.<\/span><\/li>\n
  30. Reduction of Carbon Dioxide Emissions from Coal-Fired Generation of Electricity Regulations, <\/span>SOR\/2010-138.<\/span><\/li>\n
  31. Voir London Economics, <\/span>Nova Scotia power sector: Current Situation, recent developments and challenges, as SWOT analysis \u2013 Prepared for the Nova Scotia Department of Energy<\/span> (2014), dans son ensemble mais surtout aux pages 31-34.<\/span><\/li>\n
  32. ICF International, <\/span>Emerging Electricity Technologies in Nova Scotia<\/span> (2014), 1-2 et 41-47.<\/span><\/li>\n
  33. Efficiency Nova Scotia Corporation, 2013 Annual Report, 6.<\/span><\/li>\n
  34. Re Nova Scotia Power Inc<\/span>., 2005 NSUARB 27 (CanLII).<\/span><\/li>\n
  35. Ibid <\/span>au para 6.<\/span><\/li>\n
  36. Ibid<\/span> au para 29.<\/span><\/li>\n
  37. PUA<\/span>, <\/span>supra<\/span> note 6<\/span> art 91.<\/span><\/li>\n
  38. Re Nova Scotia Power Inc<\/span>., 2005 NSUARB 27 (CanLII), aux para 37-46.<\/span><\/li>\n
  39. Re Nova Scotia Power Inc.<\/span>, 2008 NSUARB 140 (CanLII), aux para 9-22.<\/span><\/li>\n
  40. Re Nova Scotia Power Inc.<\/span>, 2006 NSUARB 23 (CanLII), aux para 437-76.<\/span><\/li>\n
  41. Ces d\u00e9veloppements sont r\u00e9sum\u00e9s dans <\/span>Re Nova Scotia Power Incorporated\u2019s Demand Side Management Plan<\/span>, 2008 BSUARB 47 (Can LII).<\/span><\/li>\n
  42. David Wheeler, <\/span>Stakeholder Consultation Process for an Administrative Model for DSM Delivery in Nova Scotia \u2013 Final Report<\/span> (Universit\u00e9 Dalhousie, 2008), en ligne : <http:\/\/0-fs01.cito.gov.ns.ca.legcat.gov.ns.ca\/deposit\/b10579424.pdf<\/a>>. <\/span><\/li>\n
  43. Re Nova Scotia Power Incorporated\u2019s Demand Side Management Plan<\/span>, 2008 BSUARB 47 (Can LII). <\/span><\/li>\n
  44. Re Nova Scotia Power Incorporated<\/span>, 2009 NSUARB 166 (CanLII); <\/span>Re Nova Scotia Power Incorporated<\/span>, 2010 NSUARB 155; <\/span>Re Efficiency Nova Scotia Corporation<\/span>, 2011 NSUARB 99 (CanLII); <\/span>Re Efficiency Nova Scotia Corporation<\/span>, 2012 NSUARB 209 (CanLII); et <\/span>Re Efficiency Nova Scotia Corporation<\/span>, 2014 NSUARB 144 (CanLII). \u00c9tant donn\u00e9 que l\u2019ENSC n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 \u00e9tablie par une loi avant 2010 et qu\u2019elle n\u2019est entr\u00e9e en service que tard en 2010, les plans de MDE pour 2010 et 2011 ont \u00e9galement \u00e9t\u00e9 \u00e9labor\u00e9s et pr\u00e9sent\u00e9s pour l\u2019approbation de l\u2019UARB par NSP\u00a0: voir.<\/span><\/li>\n
  45. Renewable Electricity Regulations, supra <\/span>note 23.<\/span><\/li>\n
  46. Re Renewable Energy Community Based Feed-In Tariffs<\/span>, 2011 NSUARB 100 (CanLII); <\/span>Re Tidal Energy Feed-In Tariffs<\/span>, 2013 NSUARB 214 (CanLII).<\/span><\/li>\n
  47. Re Standard Form Power Purchase Agreement for 300 GWh of Renewable Energy from Independent Power Producers<\/span>, 2012 NSUARB 49 (CanLII); <\/span>Re Nova Scotia Power Inc<\/span>., 2013 NSUARB 92 (CanLII). Ce dernier concernait l\u2019approbation de d\u00e9penses d\u2019immobilisation pour le projet d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne South Canoe. Dans le cas des accords d\u2019achat d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et les cas des tarifs de rachat garantis, l\u2019UARB a examin\u00e9 le travail de l\u2019administrateur de l\u2019\u00e9nergie renouvelable, y compris ses aspects proc\u00e9duraux. Le mandat conf\u00e9r\u00e9 par la loi \u00e0 l\u2019administrateur de l\u2019\u00e9nergie renouvelable est de surveiller le syst\u00e8me d\u2019appel d\u2019offres pour l\u2019approvisionnement en \u00e9nergie provenant de sources renouvelables exploit\u00e9es par des producteurs ind\u00e9pendants. <\/span><\/li>\n
  48. Rowland Harrison, \u00ab\u00a0La d\u00e9cision sur le projet <\/span>Maritime Link<\/span> de la Nouvelle-\u00c9cosse<\/span>\u00a0\u00bb (\u0662\u0660\u0661\u0663) \u0661 <\/span>Publication trimestrielle sur la r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie<\/span>, 71.<\/span><\/li>\n
  49. Re NSP Maritime Link Incorporated<\/span>, 2013 NSUARB 154 (CanLII), au para 9-47.<\/span><\/li>\n
  50. Maritime Link Act,<\/span> SNS 2012, c 9.<\/span><\/li>\n
  51. Canadian Environmental Protection Act,<\/span> OIC 2012-326, NS Reg 189\/2012, art 5.<\/span><\/li>\n
  52. Re NSP Maritime Link Incorporated<\/span>, 2013 NSUARB 154 (CanLII), aux para 232-40.<\/span><\/li>\n
  53. Ibid<\/span> aux para 170-72.<\/span><\/li>\n
  54. Ibid<\/span> au para 173.<\/span><\/li>\n
  55. Ibid<\/span> aux para 226-30.<\/span><\/li>\n
  56. Ibid<\/span> au para 223.<\/span><\/li>\n
  57. Re NSP Maritime Link Incorporated<\/span>, 2013 NSUARB 242 (CanLII), aux para 13-17.<\/span><\/li>\n
  58. Ibid<\/span> aux para 19-24; 31.<\/span><\/li>\n
  59. Ibid<\/span> au para 33.<\/span><\/li>\n
  60. Re NSP Maritime Link Incorporated<\/span>, 2013 NSUARB 154 (CanLII), aux para 147-52.<\/span><\/li>\n
  61. Re Nova Scotia Power Incorporated<\/span>, 2009 NSUARB 111 (CanLII), aux para 1-12.<\/span><\/li>\n
  62. Ibid<\/span> au para 28-47. Les d\u00e9cisions ant\u00e9rieures sont <\/span>Re Nova Scotia Power Incorporated<\/span>, 2004 NSUARB 118 et <\/span>Re Nova Scotia Power Incorporated<\/span>, 2005 NSUARB 98.<\/span><\/li>\n
  63. Re Nova Scotia Power Incorporated<\/span>, 2010 NSUARB 196 (CanLII). <\/span><\/li>\n
  64. Ibid<\/span> aux para 86-93.<\/span><\/li>\n
  65. Ibid<\/span> aux para 62-65, 81-82.<\/span><\/li>\n
  66. Ibid<\/span> aux para 108-12.<\/span><\/li>\n
  67. Ibid<\/span> au para 162.<\/span><\/li>\n
  68. Re Nova Scotia Power Inc.<\/span>, 2000 NSUARB 72 (CanLII). De plus, en 2003, il a approuv\u00e9 un tarif non fond\u00e9 sur le co\u00fbt pour les deux usines, d\u2019abord appel\u00e9 l\u2019Extra Large Industrial Interruptible Rate (tr\u00e8s grand tarif industriel interruptible) et par la suite le tarif Extra Large Industrial Two-Part Real Time Pricing (\u00e9tablissement en temps r\u00e9el du tr\u00e8s grand tarif industriel en deux parties).<\/span><\/li>\n
  69. Re Nova Scotia Power Incorporated<\/span>, 2011 NSUARB 184.<\/span><\/li>\n
  70. Ibid<\/span> au para 213.<\/span><\/li>\n
  71. Ibid<\/span> au para 204.<\/span><\/li>\n
  72. Re Pacific West Commercial Corporation<\/span>, 2012 NSUARB 126 (CanLII).<\/span><\/li>\n
  73. On proposait \u00e9galement un \u00ab\u00a0m\u00e9canisme d\u2019\u00e9tablissement de prix et de calcul des dividendes\u00a0\u00bb en vertu duquel, pour des raisons fiscales, NSP serait exceptionnellement pay\u00e9 pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019il fournit \u00e0 l\u2019usine principalement au moyen des dividendes qu\u2019il toucherait \u00e0 titre de partenaire du partenariat form\u00e9 pour exploiter l\u2019usine. L\u2019UARB a conclu qu\u2019il \u00e9tait de sa comp\u00e9tence avec ce type de m\u00e9canisme de paiement d\u2019approuver les frais d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Cet \u00e9l\u00e9ment de la proposition de TMC a par la suite \u00e9t\u00e9 abandonn\u00e9 lorsque l\u2019achat prospectif n\u2019a pas obtenu une d\u00e9cision anticip\u00e9e favorable en mati\u00e8re d\u2019imp\u00f4t sur le revenu de la part de l\u2019Agence du revenu du Canada. <\/span><\/li>\n
  74. Ibid<\/span> au para. 152.<\/span><\/li>\n
  75. Ibid<\/span>aux para 172-179.<\/span><\/li>\n
  76. Ibid<\/span> aux para 67;76-86.<\/span><\/li>\n
  77. Voir George Vegh, <\/span>Energy Planning: The Case for a Less Prescriptive Approach<\/span> (McCarthy T\u00e9trault LLP, 2013).<\/span><\/li>\n
  78. Voir Rowland Harrison, <\/span>\u00ab\u00a0Ind\u00e9pendance du tribunal\u00a0: \u00e0 la qu\u00eate d\u2019un nouveau mod\u00e8le\u00a0\u00bb<\/span> \u00a0<\/span> (2014) 2 <\/span>Publication trimestrielle sur la r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie,<\/span> 211.<\/span><\/li>\n
  79. La Nouvelle-\u00c9cosse envisage actuellement de passer d\u2019une r\u00e9glementation du co\u00fbt du service \u00e0 une tarification fond\u00e9e sur le rendement. Voir le minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie de la Nouvelle-\u00c9cosse, <\/span>Regulating Electric Utilities \u2013 Discussion Paper<\/span> (2014), en ligne : <<\/span>http:\/\/energy.novascotia.ca\/sites\/default\/files\/files\/Summary_Report_Regulating_Electric_Utilities.pdf<\/span><\/a>><\/span>, et London Economics, <\/span>Literature review: regulatory economics and performance-based ratemaking<\/span> (2014), disponible en ligne : <http:\/\/energy.novascotia.ca\/sites\/default\/files\/files\/Literature%20Review%20-%20LEI%20Consolidated.pdf<\/a>>.<\/span><\/li>\n
  80. Baker c Canada (Ministre de la Citoyennet\u00e9 et de l\u2019Immigration)<\/span> [1999] 2 RCS 817.<\/span><\/li>\n
  81. Par exemple, voir <\/span>Re Nova Scotia Power Incorporated<\/span>, 2008 NSUARB 140 (CanLII), dans lequel un r\u00e8glement pour la hausse d\u2019un tarif g\u00e9n\u00e9ral a \u00e9t\u00e9 accept\u00e9. Voir \u00e9galement <\/span>Re Renewable Energy Community Based Feed-In Tariffs<\/span>, 2011 NSUARB 100 (CanLII); <\/span>Re Tidal Energy Feed-In Tariffs<\/span>, 2013 NSUARB 214 (CanLII).<\/span><\/li>\n
  82. Ian Ayres et John Braithwaite, <\/span>Responsive Regulation: Transcending the Deregulation Debate,<\/span> New York et Oxford, Oxford University Press, 1992; Neil Gunningham, Peter Grabosky (avec Darren Sinclair), <\/span>Smart Regulation: Designing Environmental Policy,<\/span> Oxford, Clarendon Press, 1998.<\/span><\/li>\n<\/ol>\n<\/div>\n

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