{"id":951,"date":"2015-03-18T00:13:49","date_gmt":"2015-03-18T00:13:49","guid":{"rendered":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/?p=951"},"modified":"2015-03-19T02:48:19","modified_gmt":"2015-03-19T02:48:19","slug":"editorial-5","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/editorials\/editorial-5","title":{"rendered":"\u00c9ditorial"},"content":{"rendered":"

L<\/strong>\u2019ann\u00e9e\u00a02014 a \u00e9t\u00e9 riche en rebondissements dans le secteur de l\u2019\u00e9nergie au Canada\u00a0: croissance soutenue des \u00e9nergies renouvelables \u00e0 prix fort, effondrement des prix du p\u00e9trole et augmentation soudaine du nombre d\u2019exp\u00e9ditions de p\u00e9trole brut par chemin de fer.<\/p>\n

L\u2019ann\u00e9e a aussi \u00e9t\u00e9 fort remplie pour bon nombre d\u2019organismes de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie. Il y a eu ce que l\u2019on pourrait qualifier d\u2019annulation de la d\u00e9cision de l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 propos du r\u00e9seau principal, la poursuite de la bataille relativement \u00e0 la construction de pipelines partout au Canada, et la conclusion d\u2019une nouvelle alliance \u00e9nerg\u00e9tique entre l\u2019Ontario et le Qu\u00e9bec.<\/p>\n

Dans cet \u00e9ditorial, \u00e0 l\u2019instar des ann\u00e9es pr\u00e9c\u00e9dentes, nous approfondirons ces d\u00e9veloppements. Nous tenterons aussi de pr\u00e9voir quels seront les d\u00e9veloppements importants en mati\u00e8re de r\u00e9glementation en 2015.<\/p>\n

Le plus grand enjeu auquel seront confront\u00e9s les organismes de r\u00e9glementation canadiens en 2015\u00a0: la r\u00e9glementation des tarifs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 une \u00e9poque o\u00f9 les services publics doivent composer avec une demande \u00e0 la baisse. Nous attendons aussi impatiemment, en avril, la d\u00e9cision de la Cour supr\u00eame du Canada relativement \u00e0 deux appels, un de l\u2019Alberta et un de l\u2019Ontario, \u00e0 propos de l\u2019un des principes fondamentaux en mati\u00e8re de r\u00e9glementation\u00a0: la prudence dans la prise de d\u00e9cisions des services publics.<\/p>\n

La construction de pipelines est paralys\u00e9e<\/h2>\n

Nul doute que l\u2019enjeu dominant en mati\u00e8re de r\u00e9glementation des march\u00e9s \u00e9nerg\u00e9tiques canadiens concerne les pipelines. L\u2019\u00e9quipe d\u2019ERQ avait d\u00e9j\u00e0 pass\u00e9 en revue plusieurs de ces projets, qui en \u00e9taient \u00e0 divers stades, dans des num\u00e9ros ant\u00e9rieurs. Il est utile de savoir o\u00f9 ils en sont \u00e0 la fin de 2014. Le produit qui tente de se frayer un chemin jusqu\u2019au march\u00e9 provient des sables bitumineux pr\u00e8s de Fort McMurray en Alberta et de l\u2019huile de schiste de Bakken au Dakota du Nord .<\/p>\n

Le co\u00fbt de l\u2019exploitation du brut terrestre est r\u00e9el. Jim Prentice, premier ministre de l\u2019Alberta, a estim\u00e9 que le manque de pipelines co\u00fbte 6\u00a0milliards de dollars par ann\u00e9e aux gouvernements f\u00e9d\u00e9ral et de l\u2019Alberta. Le p\u00e9trole brut de l\u2019Ouest canadien se n\u00e9gocie \u00e0 un escompte appr\u00e9ciable par rapport au prix du p\u00e9trole international car le p\u00e9trole brut canadien ne dispose pas d\u2019un acc\u00e8s ais\u00e9 aux march\u00e9s mondiaux.<\/p>\n

Quatre projets dominent toujours la discussion, le pipeline Keystone XL de TransCanada, le pipeline Northern Gateway d\u2019Enbridge, l\u2019agrandissement du r\u00e9seau de Trans Mountain de la soci\u00e9t\u00e9 Kinder Morgan et, plus r\u00e9cemment, le projet \u00c9nergie Est de TransCanada. Ces quatre projets font l\u2019objet d\u2019une forte opposition des Premi\u00e8res Nations, des groupes environnementaux et des communaut\u00e9s locales.<\/p>\n

Le pipeline Keystone XL<\/em> de TransCanada<\/h2>\n

Le pipeline Keystone XL, un projet de 5\u00a0milliards de dollars, a d\u2019abord \u00e9t\u00e9 propos\u00e9 par TransCanada en 2008 en vue de transporter du p\u00e9trole brut du Canada jusqu\u2019au golf du Mexique en passant par le Midwest et le Texas. Le D\u00e9partement d\u2019\u00c9tat am\u00e9ricain examine le dossier du pipeline depuis pr\u00e8s de sept\u00a0ans. Le segment canadien du pipeline a \u00e9t\u00e9 approuv\u00e9 par l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie en 2010.<\/p>\n

L\u2019approbation am\u00e9ricaine a \u00e9t\u00e9 retard\u00e9e en raison de l\u2019opposition nationale de groupes environnementaux et de l\u2019opposition locale au Nebraska. Cette derni\u00e8re a donn\u00e9 lieu \u00e0 des d\u00e9cisions par des tribunaux et, ultimement, \u00e0 la prise de mesures par le gouverneur en faveur du pipeline, ce qui a eu pour effet de ramener le d\u00e9bat au niveau national et au Congr\u00e8s am\u00e9ricain. En novembre 2014, la Chambre des repr\u00e9sentants a adopt\u00e9 un projet de loi approuvant pour la neuvi\u00e8me fois le pipeline Keystone XL. Plus tard, ce projet de loi a \u00e9t\u00e9 d\u00e9fait par une voix au S\u00e9nat.<\/p>\n

En novembre, lors des \u00e9lections de mi-mandat, les R\u00e9publicains sont redevenus majoritaires tant \u00e0 la Chambre qu\u2019au S\u00e9nat, et ce, pour la premi\u00e8re fois en huit\u00a0ans. En janvier, il y a eu un vote \u00e0 la Chambre et au S\u00e9nat, vote qui n\u2019a pas permis d\u2019obtenir la majorit\u00e9 de 67\u00a0voix requise pour neutraliser un veto pr\u00e9sidentiel. Le 24\u00a0f\u00e9vrier, le pr\u00e9sident Obama a exerc\u00e9 son veto. Voil\u00e0 o\u00f9 nous sommes au moment d\u2019aller sous presse .<\/p>\n

Le pipeline Northern Gateway<\/em> d\u2019Enbridge<\/h2>\n

Le pipeline Northern Gateway d\u2019Enbridge s\u2019\u00e9talerait sur 1\u00a0178 km de Bruderheim, en Alberta, jusqu\u2019\u00e0 un terminal portuaire \u00e0 Kitimat, en Colombie-Britannique. Le premier pipeline transporterait 525\u00a0000 barils par jour de p\u00e9trole de l\u2019Alberta jusqu\u2019aux voies maritimes. L\u2019autre r\u00e9acheminerait 93\u00a0000\u00a0barils par jour de condensat vers l\u2019Alberta aux fins du traitement des sables bitumineux albertains.<\/p>\n

La Commission d\u2019examen conjoint de l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie a d\u00e9pos\u00e9, le 19\u00a0d\u00e9cembre 2013, son rapport aupr\u00e8s du Cabinet f\u00e9d\u00e9ral. Elle y recommandait l\u2019approbation du projet sous r\u00e9serve de 209\u00a0conditions. Le Cabinet f\u00e9d\u00e9ral a accept\u00e9 les recommandations de la Commission et a intim\u00e9 l\u2019ordre \u00e0 l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie de d\u00e9livrer, sous r\u00e9serve de la satisfaction des conditions, des certificats de commodit\u00e9 et de n\u00e9cessit\u00e9 publiques.<\/p>\n

L\u2019une des conditions \u00e9tablies par la Commission d\u2019examen conjoint \u00e9tait qu\u2019Enbridge relance ses consultations avec les Premi\u00e8res Nations. Enbridge l\u2019a fait et les consultations se poursuivent toujours.<\/p>\n

Il y a pr\u00e9sentement 18\u00a0appels et demandes de contr\u00f4le judiciaire devant la Cour d\u2019appel f\u00e9d\u00e9rale. Cinq demandes de contr\u00f4le judiciaire concernent le Rapport de la Commission d\u2019examen conjoint et neuf, le d\u00e9cret en conseil du Cabinet instruisant l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie de d\u00e9livrer des certificats de commodit\u00e9 et de n\u00e9cessit\u00e9 publiques. Et pour couronner le tout, il y a quatre appels \u00e0 propos de certificats d\u00e9livr\u00e9s par l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie.<\/p>\n

La plupart de ces appels sont le fait de groupes des Premi\u00e8res Nations qui contestent la pertinence des consultations. Les autres sont le fait de groupes environnementaux qui, eux, contestent la pertinence de l\u2019\u00e9valuation environnementale. L\u2019un des enjeux plus larges concerne le refus de la Commission d\u2019examen conjoint de tenir compte des effets environnementaux en amont de la production de p\u00e9trole \u00e0 partir de sables bitumineux, une question qu\u2019a abord\u00e9e la province de Qu\u00e9bec dans l\u2019affaire du projet \u00c9nergie Est.<\/p>\n

L\u2019agrandissement du r\u00e9seau de Trans Mountain de la soci\u00e9t\u00e9 Kinder Morgan<\/em><\/h2>\n

Le 16\u00a0d\u00e9cembre 2013, Kinder Morgan a d\u00e9pos\u00e9 une demande d\u2019approbation d\u2019un projet d\u2019agrandissement du r\u00e9seau Trans Mountain d\u2019une valeur de 5,4\u00a0milliards de dollars. En doublant le pipeline existant sur une distance de 1\u00a0150\u00a0km entre Edmonton, en Alberta, et Burnaby, en Colombie-Britannique, le projet permettrait d\u2019accro\u00eetre sa capacit\u00e9 de 300\u00a0000\u00a0barils \u00e0 890\u00a0000\u00a0barils par jour. Le terminal portuaire Westridge \u00e0 Burnaby serait aussi agrandi afin d\u2019accro\u00eetre de 5 \u00e0 34 par mois le nombre de navires-citernes fr\u00e9quentant Burrard Inlet.<\/p>\n

L\u2019audience publique initiale a \u00e9t\u00e9 la plus imposante au pays \u2013 1\u00a0650 participants enregistr\u00e9s dont 400 ayant obtenu le statut d\u2019intervenant. Initialement, le pipeline devait passer par les rues de Burnaby. Devant l\u2019opposition publique g\u00e9n\u00e9ralis\u00e9e, Trans Mountain en a modifi\u00e9 le trajet, le faisant passer par l\u2019aire de conservation de Burnaby Mountain, ce qui a suscit\u00e9 encore davantage d\u2019opposition. La ville de Burnaby a entrepris d\u2019\u00e9mettre divers avis d\u2019infraction aux r\u00e8glements municipaux, dont une ordonnance de cessation et d\u2019abstention. En r\u00e9action, Trans Mountain a produit une requ\u00eate d\u2019ordonnance aupr\u00e8s de l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie afin d\u2019obliger Burnaby \u00e0 donner acc\u00e8s aux terrains \u00e0 la soci\u00e9t\u00e9 Kinder Morgan pour qu\u2019elle puisse effectuer les \u00e9tudes techniques n\u00e9cessaires.<\/p>\n

En octobre 2014, l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie a consenti \u00e0 Trans Mountain l\u2019autorisation d\u2019acc\u00e9der \u00e0 Burnaby Mountain pour mener les \u00e9tudes n\u00e9cessaires, ce qui a encore une fois suscit\u00e9 des protestations.<\/p>\n

En septembre 2014, Trans Mountain a d\u00e9pos\u00e9 un Avis de question constitutionnelle aupr\u00e8s de l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie. L\u2019Office, comme le pr\u00e9tendait Trans Mountain, a statu\u00e9 qu\u2019il \u00e9tait habilit\u00e9 \u00e0 d\u00e9clarer certains r\u00e8glements municipaux inop\u00e9rants s\u2019ils allaient \u00e0 l\u2019encontre de d\u00e9cisions de l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie en vertu de l\u2019article\u00a073 de la Loi sur l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie.<\/em><\/p>\n

L\u2019Office a aussi accept\u00e9 les all\u00e9gations de Trans Mountain selon lesquelles la doctrine de la pr\u00e9pond\u00e9rance f\u00e9d\u00e9rale ou, subsidiairement, de l\u2019exclusivit\u00e9 des comp\u00e9tences rendait les r\u00e8glements municipaux de Burnaby inapplicables. Il s\u2019agissait de la premi\u00e8re fois o\u00f9 l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie \u00e9mettait une ordonnance contre une municipalit\u00e9 relativement \u00e0 un diff\u00e9rend concernant l\u2019acc\u00e8s \u00e0 des terrains par une entreprise pipelini\u00e8re. La Cour f\u00e9d\u00e9rale d\u2019appel a rejet\u00e9 la requ\u00eate d\u2019autorisation d\u2019interjeter appel de la d\u00e9cision de l\u2019Office de la ville de Burnaby, statuant que les entreprises pipelini\u00e8res, qui rel\u00e8vent de la comp\u00e9tence f\u00e9d\u00e9rale, sont autoris\u00e9es \u00e0 acc\u00e9der \u00e0 des terrains publics et priv\u00e9s aux fins d\u2019effectuer des lev\u00e9s et examens en vertu de la Loi sur l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie<\/em>. Vous trouverez, dans ce num\u00e9ro, une excellente synth\u00e8se de Richard King de cette bataille constitutionnelle.<\/p>\n

Le projet \u00c9nergie\u00a0Est<\/em> de TransCanada<\/h2>\n

Le 30\u00a0octobre 2014, TransCanada a d\u00e9pos\u00e9 une demande aupr\u00e8s de l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie en vue de faire approuver le projet \u00c9nergie\u00a0Est. Ce projet, d\u2019une valeur de 12\u00a0milliards de dollars, pr\u00e9voit la construction d\u2019un pipeline de 4\u00a0600\u00a0km pour transporter 1,1\u00a0million de barils de p\u00e9trole brut par jour de l\u2019Alberta et la Saskatchewan vers des raffineries \u00e0 Montr\u00e9al et \u00e0 Saint John, au Nouveau-Brunswick. \u00c0 cette fin, TransCanada propose de convertir 3\u00a0000\u00a0km de pipeline existant du transport de gaz naturel au p\u00e9trole entre la Saskatchewan et l\u2019Ontario, et d\u2019am\u00e9nager un nouveau pipeline de 1\u00a0600\u00a0km dans diverses provinces en vue de le raccorder au pipeline converti.<\/p>\n

Peu apr\u00e8s avoir d\u00e9pos\u00e9 sa demande, TransCanada a r\u00e9vis\u00e9 ses plans d\u2019am\u00e9nager un terminal portuaire \u00e0 Cacouna, au Qu\u00e9bec, quand le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral en est venu \u00e0 la conclusion que ce port poserait une menace pour les b\u00e9lugas. Au m\u00eame moment, il \u00e9tait manifeste que le projet \u00c9nergie\u00a0Est suscitait de l\u2019opposition en Ontario et au Qu\u00e9bec, motiv\u00e9e en partie par les distributeurs de gaz locaux (Enbridge et Union en Ontario, et Gaz M\u00e9tro au Qu\u00e9bec) qui craignait de perdre de la capacit\u00e9 de transport de gaz.<\/p>\n

Par la suite, les provinces de l\u2019Ontario et du Qu\u00e9bec ont fait front commun et insist\u00e9 pour que sept conditions soient satisfaites avant qu\u2019elles n\u2019approuvent le pipeline. L\u2019une de ces conditions \u00e9tait que la capacit\u00e9 de transport de gaz naturel soit suffisante pour r\u00e9pondre aux besoins de chaque province. Une autre condition, peut \u00eatre encore plus importante, \u00e9tait qu\u2019il soit tenu compte de certaines \u00e9valuations environnementales pour ce qui est des gaz \u00e0 effet de serre.<\/p>\n

Le Qu\u00e9bec semble vouloir obtenir une \u00e9valuation environnementale qui tienne compte des \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre en amont d\u00e9coulant de production \u00e0 l\u2019ext\u00e9rieur de la province. Il s\u2019agit d\u2019un point dont l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie a toujours refus\u00e9 de tenir compte et qui fait l\u2019objet de l\u2019un des appels aupr\u00e8s de la Cour f\u00e9d\u00e9rale \u00e0 propos du projet Northern Gateway.<\/p>\n

\u00c9nergie\u00a0Est est un processus de r\u00e9glementation int\u00e9ressant. Peu de gens douteraient du fait que le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral et l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie jouissent d\u2019une comp\u00e9tence exclusive sur les pipelines interprovinciaux. Mais il faut aussi, dans le cas des pipelines, obtenir des autorisations environnementales, dont bon nombre rel\u00e8vent de la comp\u00e9tence des provinces.<\/p>\n

Dans le pass\u00e9, l\u2019Ontario et le Qu\u00e9bec ont demand\u00e9 la tenue d\u2019audiences devant leur propre organisme de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie afin d\u2019y aborder leurs pr\u00e9occupations \u00e0 propos d\u2019\u00c9nergie\u00a0Est. On a instruit les deux organismes de r\u00e9glementation de d\u00e9poser des rapports aupr\u00e8s de leur minist\u00e8re provincial de l\u2019\u00c9nergie. La R\u00e9gie a produit son rapport le 18\u00a0d\u00e9cembre 2014 et la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario devrait d\u00e9poser le sien au printemps. Le but? Que ces rapports servent \u00e0 \u00e9clairer les interventions des deux provinces lors de l\u2019audience de l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie.<\/p>\n

Entre-temps, bon nombre ont toujours espoir que l\u2019Ontario, le Qu\u00e9bec et l\u2019Alberta conviendront d\u2019un accord et que cet accord sera d\u00e9pos\u00e9 devant l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie.<\/p>\n

L\u2019un des arguments qui demeurera au premier plan, c\u2019est le souhait tr\u00e8s clair du gouvernement f\u00e9d\u00e9ral et du gouvernement de l\u2019Alberta d\u2019acheminer le p\u00e9trole de l\u2019Alberta jusqu\u2019aux voies maritimes. Le projet Northern Gateway est embourb\u00e9 dans l\u2019opposition de groupes environnementaux autochtones et le projet d\u2019agrandissement du pipeline Trans Mountain ne va pas mieux. \u00c0 certains \u00e9gards, \u00c9nergie\u00a0Est est un projet plus prometteur, surtout s\u2019il est possible de conclure un accord sur les questions environnementales avec l\u2019Ontario et le Qu\u00e9bec. Cela pourrait sembler un r\u00e9sultat \u00e9trange mais le projet \u00c9nergie\u00a0Est pourrait engendrer le premier r\u00e9gime de tarification du carbone adopt\u00e9 par plusieurs provinces canadiennes.<\/p>\n

L\u2019Accord de r\u00e8glement \u2013 R\u00e9seau principal<\/h2>\n

La d\u00e9cision de r\u00e9glementation la plus importante de 2013 a \u00e9t\u00e9 la d\u00e9cision rendue le 27\u00a0mars par l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie visant \u00e0 restructurer les tarifs de TransCanada. Cette d\u00e9cision mettait de l\u2019avant des concepts juridiques nouveaux et importants. La d\u00e9cision la plus importante de 2014 a \u00e9t\u00e9 l\u2019annulation de cette d\u00e9cision.<\/p>\n

La d\u00e9cision de 2013 de l\u2019Office, analys\u00e9e dans un num\u00e9ro pr\u00e9c\u00e9dent d\u2019ERQ, stipulait que le co\u00fbt des actifs d\u00e9laiss\u00e9s ne devrait pas \u00eatre r\u00e9gl\u00e9 par le client mais par le service public. La justification est que, dans le pass\u00e9, le service public a eu droit \u00e0 une prime qui a accru son taux de rendement. Cette prime, pay\u00e9e par les contribuables, visait \u00e0 couvrir ce risque. Maintenant que le risque ce concr\u00e9tise, il appartient \u00e0 TransCanada de le g\u00e9rer.<\/p>\n

\u00c0 l\u2019\u00e9poque, cette conclusion a \u00e9branl\u00e9 le milieu de la r\u00e9glementation, surtout le milieu des services publics. Ces derniers, se reportant \u00e0 des principes de droit bien \u00e9tablis, estimaient que s\u2019ils avaient fait des investissements prudents, ils avaient le droit de recouvrer le co\u00fbt de ces investissements. L\u2019Office a pr\u00e9vu un certain d\u00e9dommagement \u2013 portant le taux de rendement des compagnies de 8,07\u00a0% \u00e0 11,5\u00a0 % \u2013, donnant \u00e0 penser que l\u2019avenir semblait peut \u00eatre un peu plus risqu\u00e9 que le pass\u00e9.<\/p>\n

L\u2019Office a ensuite dot\u00e9 TransCanada de ce qu\u2019il estimait \u00eatre l\u2019outil n\u00e9cessaire pour se sortir graduellement de cette situation. Essentiellement, l\u2019Office a d\u00e9r\u00e9glement\u00e9 les tarifs des services discr\u00e9tionnaires. L\u2019Office a consenti \u00e0 TransCanada toute la latitude possible quant \u00e0 l\u2019\u00e9tablissement de la tarification des services \u00e0 court terme et des services interruptibles. Cette d\u00e9cision d\u00e9coulait d\u2019une certaine logique. Les services interruptibles sont toujours moins chers que les services fixes \u00e0 long terme. Parce que tous les clients savaient que le R\u00e9seau principal disposait d\u2019une capacit\u00e9 exc\u00e9dentaire, ils optaient pour des services moins chers \u00e0 court terme sachant qu\u2019il n\u2019y aurait jamais d\u2019interruptions. La r\u00e9duction des revenus qui s\u2019en est suivie n\u2019a certes pas contribu\u00e9 \u00e0 la rentabilit\u00e9 de TransCanada.<\/p>\n

Il y a aussi une autre conclusion importante dans cette d\u00e9cision initiale qui a influ\u00e9 sur des \u00e9v\u00e9nements subs\u00e9quents. L\u2019Office en \u00e9tait venu \u00e0 la conclusion que TransCanada n\u2019avait pas de devoir de servir car elle ne jouissait pas d\u2019un territoire exclusif.<\/p>\n

TransCanada a d\u00e9pos\u00e9 une demande de r\u00e9vision et de modification aupr\u00e8s de l\u2019Office. L\u2019\u00e9l\u00e9ment essentiel de cette demande concernait la hausse du prix pour le faire passer de 1,42\u00a0$\/GJ, selon la d\u00e9cision, \u00e0 1,52\u00a0$\/GJ. L\u2019Office a rejet\u00e9 la demande dans son int\u00e9gralit\u00e9.<\/p>\n

TransCanada s\u2019est ensuite tourn\u00e9e vers le march\u00e9. Comme l\u2019Office avait statu\u00e9 que le service public n\u2019avait pas le devoir de servir, TransCanada a renonc\u00e9 \u00e0 des engagements ant\u00e9rieurs d\u2019am\u00e9nager de la nouvelle capacit\u00e9. Il s\u2019en est suivi que Union Gas et Gaz Metro ont pr\u00e9sent\u00e9 une demande d\u2019ordonnance \u00e0 l\u2019ONE en vue d\u2019exiger de TransCanada qu\u2019elle raccorde un nouveau segment de pipeline de Union et Gaz Metro reliant Maple et Vaughn.<\/p>\n

Autre fait int\u00e9ressant, TransCanada et Enbridge ont conclu un Protocole d\u2019entente (PE) autorisant l\u2019utilisation conjointe de certaines parties d\u2019une nouvelle installation d\u2019Enbridge allant de Parkway \u00e0 Albion tout en en c\u00e9dant l\u2019exclusivit\u00e9 \u00e0 TransCanada. Cette entente exclusive a \u00e9t\u00e9 contest\u00e9e par Union Gas et Gaz Metro dans le cadre d\u2019une requ\u00eate aupr\u00e8s de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario. Enbridge a par la suite r\u00e9sili\u00e9 le PE avec TransCanada. TransCanada a r\u00e9pliqu\u00e9 en intentant une poursuite d\u2019une valeur de 4,5\u00a0milliards de dollars contre Enbridge devant la Cour sup\u00e9rieure de l\u2019Ontario.<\/p>\n

Le tout a men\u00e9 \u00e0 un accord de r\u00e8glement entre les trois distributeurs de gaz et TransCanada \u00e9labor\u00e9 durant la lutte devant l\u2019ONE. L\u2019accord de r\u00e8glement pr\u00e9voit l\u2019ajout d\u2019une nouvelle capacit\u00e9 par Union, Enbridge et TransCanada dans l\u2019Est, engendrant un recul des revenus sur longues distances compens\u00e9 par les exp\u00e9diteurs sur courtes distances, dont, surtout, Union, Enbridge, et Gaz Metro. Le r\u00e8glement a ensuite \u00e9t\u00e9 d\u00e9pos\u00e9 aupr\u00e8s de l\u2019ONE \u00e0 l\u2019appui des projets de Union et d\u2019Enbridge et, plus tard, produit devant l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie aux fins de l\u2019approbation des nouveaux tarifs qui en ont r\u00e9sult\u00e9.<\/p>\n

En vertu de l\u2019accord de r\u00e8glement, les tarifs \u00e9taient m\u00eame plus \u00e9lev\u00e9s que ceux que TransCanada avait propos\u00e9 dans sa Demande de r\u00e9vision et de modification que l\u2019ONE avait rejet\u00e9e. En outre, TransCanada a eu droit \u00e0 une mesure additionnelle de protection des revenus, \u00e0 savoir une \u00ab\u00a0contribution de transition\u00a0\u00bb vers\u00e9e par les exp\u00e9diteurs au titre du manque \u00e0 gagner.<\/p>\n

Enfin, l\u2019accord de r\u00e8glement a fix\u00e9 un nouveau taux de rendement des capitaux propres \u00e0 hauteur de 10,1\u00a0%. Dans la d\u00e9cision du 27\u00a0mars 2013, le taux de rendement avait \u00e9t\u00e9 fix\u00e9 \u00e0 11,5\u00a0% pour tenir compte du risque accru auquel \u00e9tait expos\u00e9e TransCanada. Auparavant, le taux de rendement \u00e9tait de 8,07\u00a0%.<\/p>\n

Le 20\u00a0novembre 2014, l\u2019ONE a approuv\u00e9 le r\u00e8glement concernant le r\u00e9seau central. Les tarifs de 2015 \u00e0 2020 ont \u00e9t\u00e9 relev\u00e9s de fa\u00e7on appr\u00e9ciable. Les tarifs sur longues distances ont \u00e9t\u00e9 major\u00e9s de 18\u00a0% par rapport \u00e0 ceux approuv\u00e9s dans la d\u00e9cision initiale. Les tarifs sur courtes distances ont \u00e9t\u00e9 relev\u00e9s de 52\u00a0%.<\/p>\n

Dans la d\u00e9cision initiale de l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie concernant la restructuration du r\u00e9seau central de mars\u00a02013, le tarif entre Empress et Dawn avait \u00e9t\u00e9 fix\u00e9 \u00e0 1,42\u00a0$. En vertu du r\u00e8glement, ce taux a \u00e9t\u00e9 major\u00e9 \u00e0 1,68\u00a0$. En fait, il a r\u00e9sult\u00e9 du litige entre les parties devant l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie, la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario et la Cour sup\u00e9rieure de l\u2019Ontario que la d\u00e9cision initiale relative au r\u00e9seau principal a \u00e9t\u00e9, \u00e0 toutes fins utiles, renvers\u00e9e.<\/p>\n

La d\u00e9cision concernant le r\u00e8glement laisse assur\u00e9ment planer des doutes quant au principe mis de l\u2019avant par l\u2019Office dans sa d\u00e9cision initiale, \u00e0 savoir qu\u2019il appartenait au service public plut\u00f4t qu\u2019aux clients de prendre \u00e0 sa charge le risque li\u00e9 aux co\u00fbts des actifs d\u00e9laiss\u00e9s. Les clients n\u2019avaient aucun choix. TransCanada a utilis\u00e9 l\u2019outil que l\u2019Office lui a donn\u00e9 quand il a d\u00e9clar\u00e9 que TransCanada n\u2019avait aucun devoir de servir. En se reportant \u00e0 ce principe, TransCanada s\u2019est retir\u00e9e de projets pr\u00e9vus d\u2019\u00e9largissement d\u2019installations. Durant une br\u00e8ve p\u00e9riode, les clients ont envisag\u00e9 d\u2019am\u00e9nager eux-m\u00eames cette nouvelle capacit\u00e9. Il \u00e9tait \u00e9vident qu\u2019il en r\u00e9sulterait des litiges \u00e0 la fois tr\u00e8s longs et tr\u00e8s dispendieux. Union, Enbridge et Gaz Metro ont d\u00e9cid\u00e9 de s\u2019entendre.<\/p>\n

La nouvelle alliance Ontario-Qu\u00e9bec<\/h2>\n

Le Qu\u00e9bec et l\u2019Ontario sont \u00e0 \u00e9laborer d\u2019importants accords en mati\u00e8re d\u2019\u00e9change d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et de politique \u00e9nerg\u00e9tique. \u00c0 l\u2019heure actuelle, les deux gouvernements et leurs organismes de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie sont \u00e0 finaliser l\u2019accord sur l\u2019\u00e9change d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. L\u2019id\u00e9e de base c\u2019est que l\u2019Ontario pourra emprunter 500\u00a0MW d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au Qu\u00e9bec l\u2019hiver et, en revanche, le Qu\u00e9bec pourra faire de m\u00eame aupr\u00e8s de l\u2019Ontario l\u2019\u00e9t\u00e9. L\u2019Ontario ne pourra emprunter davantage au Qu\u00e9bec que ce que le Qu\u00e9bec a emprunt\u00e9 de l\u2019Ontario. Il n\u2019y aura aucun \u00e9change d\u2019argent.<\/p>\n

Depuis fort longtemps, les soci\u00e9t\u00e9s d\u2019\u00c9tat qui contr\u00f4lent le gros de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au Canada ont centr\u00e9 leurs efforts sur le commerce avec des partenaires am\u00e9ricains au sud de la fronti\u00e8re. Or, le 22\u00a0juillet 2013, s\u2019est op\u00e9r\u00e9 un s\u00e9rieux virage quand la Commission des services publics et d\u2019examen de la Nouvelle-\u00c9cosse a approuv\u00e9 le projet de transport d\u2019\u00e9nergie Maritime Link qui acheminera de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 du projet hydro\u00e9lectrique de Muskrat Falls au Labrador jusqu\u2019en Nouvelle-\u00c9cosse et par le biais du Nouveau-Brunswick jusqu\u2019aux march\u00e9s du Nord-Est et de l\u2019Est des \u00c9tats-Unis. L\u2019accord d\u2019\u00e9change d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 entre le Qu\u00e9bec et l\u2019Ontario est un autre pas important dans le d\u00e9veloppement d\u2019une collaboration Est-Ouest entre des provinces canadiennes.<\/p>\n

L\u2019autre volet de l\u2019alliance \u00e9nerg\u00e9tique entre le Qu\u00e9bec et l\u2019Ontario, alliance qui prend de plus en plus d\u2019ampleur, c\u2019est la collaboration des deux provinces dans le processus de n\u00e9gociation du projet \u00c9nergie\u00a0Est abord\u00e9 plus haut.<\/p>\n

Il est manifeste que l\u2019une des conditions que devraient r\u00e9clamer les deux provinces est un engagement du gouvernement f\u00e9d\u00e9ral en mati\u00e8re de tarification du carbone. Certains m\u00e9dias estiment que le gouvernement de l\u2019Alberta participera, d\u2019une fa\u00e7on ou d\u2019une autre, \u00e0 la conversation entre l\u2019Ontario et le Qu\u00e9bec.<\/p>\n

Tout comme dans le cas du r\u00e8glement concernant le r\u00e9seau central, les trois distributeurs de gaz – Union, Enbridge et Gaz Metro \u2013 sont des acteurs cl\u00e9s \u00e0 l\u2019oeuvre dans les coulisses du projet \u00c9nergie\u00a0Est. Or, \u00e0 la lecture du rapport du Qu\u00e9bec, il semble bien que l\u2019on pourra tenir compte de ces int\u00e9r\u00eats. Il y a fort \u00e0 parier que cet enjeu sera aussi abord\u00e9 dans le rapport de l\u2019Ontario.<\/p>\n

Regard vers l\u2019avenir<\/h2>\n

La Cour supr\u00eame du Canada et le test de la prudence<\/h3>\n

Tel que mentionn\u00e9 pr\u00e9c\u00e9demment, l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie a rejet\u00e9 le test de prudence invoqu\u00e9 par TransCanada dans l\u2019affaire du r\u00e9seau central, en d\u00e9pit de la confirmation de ce test devant les cours supr\u00eames du Canada et des \u00c9tats-Unis. TransCanada n\u2019a pas interjet\u00e9 appel de la d\u00e9cision. Or, dans deux instances, l\u2019affaire des travailleurs du secteur \u00e9nerg\u00e9tique et l\u2019affaire Atco Gas en Alberta, ce m\u00eame principe de la prudence a \u00e9t\u00e9 soulev\u00e9. Dans les deux instances, il y a eu appel devant la Cour supr\u00eame du Canada. Les deux ont \u00e9t\u00e9 entendues en m\u00eame temps le 3\u00a0d\u00e9cembre. Une d\u00e9cision est attendue en avril.<\/p>\n

Il s\u2019agit de d\u00e9cisions importantes qui pourraient ais\u00e9ment transformer le paysage de la r\u00e9glementation au Canada. Il n\u2019y a rien qui importe davantage \u00e0 un service public que la possibilit\u00e9 de recouvrer, \u00e0 m\u00eame ses tarifs, ses d\u00e9penses importantes d\u2019immobilisations et de fonctionnement.<\/p>\n

Dans l\u2019affaire des travailleurs du secteur \u00e9nerg\u00e9tique, la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario a rejet\u00e9 la demande de la Ontario Power Corporation (OPG) de recouvrer 145\u00a0millions de dollars en co\u00fbts de main-d\u2019oeuvre. Ces co\u00fbts r\u00e9sultaient d\u2019une convention collective conclue par le service public avec le syndicat deux ans plus t\u00f4t. Afin de conclure cette convention, les deux parties avaient fait appel \u00e0 un arbitre ind\u00e9pendant.<\/p>\n

Tant le syndicat que le service public ont fait valoir que l\u2019Office devait pr\u00e9sumer que les co\u00fbts de r\u00e9mun\u00e9ration \u00e9taient prudents. L\u2019Office n\u2019\u00e9tait pas d\u2019accord et \u00e9tait d\u2019avis qu\u2019il pouvait s\u2019en remettre \u00e0 des \u00e9tudes comparatives o\u00f9 les co\u00fbts de main-d\u2019oeuvre de la OPG \u00e9taient compar\u00e9s \u00e0 ceux d\u2019autres services publics. Ces \u00e9tudes comparatives avaient \u00e9t\u00e9 command\u00e9es par l\u2019Office dans le cadre d\u2019une instance ant\u00e9rieure concernant une affaire de tarification. \u00c0 la lumi\u00e8re de cette analyse, l\u2019Office a rejet\u00e9 le montant de 145\u00a0millions de dollars en co\u00fbts de main-d\u2019oeuvre.<\/p>\n

L\u2019Office a tenu compte des contraintes subies par la OPG mais il a n\u00e9anmoins soutenu que les contribuables ne devaient prendre \u00e0 leur charge que des co\u00fbts raisonnables. Lors d\u2019un appel aupr\u00e8s de la Cour divisionnaire de l\u2019Ontario, la r\u00e9duction de 145\u00a0millions de dollars a \u00e9t\u00e9 maintenue au motif que l\u2019Office devait avoir la latitude de r\u00e9examiner les arrangements de r\u00e9mun\u00e9ration en vigueur afin de prot\u00e9ger l\u2019int\u00e9r\u00eat public. Cette d\u00e9cision a \u00e9t\u00e9 infirm\u00e9e par la Cour d\u2019appel de l\u2019Ontario qui a soutenu que les co\u00fbts \u00e9taient des co\u00fbts engag\u00e9s pr\u00e9vus dans des conventions collectives et que l\u2019Office n\u2019avait pas respect\u00e9 l\u2019un des principes fondamentaux du test de prudence, \u00e0 savoir qu\u2019afin de d\u00e9terminer si une d\u00e9cision concernant un investissement ou d\u00e9pense \u00e9tait prudente, il fallait se fonder sur les faits connus au moment de la prise de la d\u00e9cision. L\u2019Office ne peut pas faire preuve de sagesse r\u00e9trospective.<\/p>\n

L\u2019affaire ATCO en Alberta est similaire \u00e0 celle des travailleurs du secteur \u00e9nerg\u00e9tique. En Alberta, le service public avait demand\u00e9 \u00e0 la Alberta Utilities Commission (la Commission) d\u2019approuver l\u2019imposition de frais sp\u00e9ciaux aux contribuables pour \u00e9ponger un d\u00e9ficit actuariel de 157\u00a0millions de dollars des r\u00e9gimes de retraite. Ces co\u00fbts englobaient une prestation au titre de l\u2019ajustement au co\u00fbt de la vie \u00e9tablie au pr\u00e9alable chaque ann\u00e9e par un administrateur ind\u00e9pendant. La prestation correspondait \u00e0 la totalit\u00e9 de l\u2019augmentation du co\u00fbt de la vie selon l\u2019Indice des prix \u00e0 la consommation.<\/p>\n

Comme dans le cas des travailleurs du secteur \u00e9nerg\u00e9tique, le service public albertain a fait valoir qu\u2019il s\u2019agissait de co\u00fbts engag\u00e9s \u00e9tablis par une autorit\u00e9 ind\u00e9pendante et qu\u2019il s\u2019agissait, par cons\u00e9quent, d\u2019une d\u00e9pense prudente faite par le service public. La Commission n\u2019\u00e9tait pas d\u2019accord et a r\u00e9duit la prestation d\u2019ajustement au co\u00fbt de la vie \u00e0 la moiti\u00e9 de l\u2019augmentation du co\u00fbt de la vie selon l\u2019Indice des prix \u00e0 la consommation.<\/p>\n

En n\u2019autorisant pas cette d\u00e9pense, la Commission s\u2019est fond\u00e9e sur la d\u00e9monstration que, selon les normes de l\u2019industrie, une clause d\u2019indexation pr\u00e9voyant un rajustement \u00e9gal \u00e0 100\u00a0% de l\u2019IPC \u00e9tait tr\u00e8s g\u00e9n\u00e9reuse. Le service public a interjet\u00e9 l\u2019appel aupr\u00e8s de la Cour d\u2019appel de l\u2019Alberta qui a maintenu la d\u00e9cision de la Commission.<\/p>\n

Le droit des services publics ne compte que quelques principes fondamentaux. La doctrine de la prudence en fait partie. Les services publics sont pr\u00e9occup\u00e9s que ne soient pas autoris\u00e9es des d\u00e9penses d\u2019immobilisations ou de fonctionnement plusieurs ann\u00e9es apr\u00e8s que les d\u00e9cisions \u00e0 cet effet aient \u00e9t\u00e9 prises. Mais les organismes de r\u00e9glementation des deux provinces avaient en commun un autre principe\u00a0: les services publics ne peuvent s\u2019en remettre impun\u00e9ment \u00e0 une tierce partie, qu\u2019il s\u2019agisse d\u2019un arbitre en relations de travail ou d\u2019un administrateur de r\u00e9gimes de retraite. L\u2019organisme de r\u00e9glementation a la responsabilit\u00e9 (les services publics aussi) de d\u00e9terminer si des co\u00fbts sont raisonnables aux fins de la tarification. Dans l\u2019avenir, il se pourrait que les services publics doivent composer avec un fardeau plus lourd au titre de la diligence raisonnable. La d\u00e9cision de la Cour supr\u00eame du Canada aura une grande incidence sur la tarification au Canada.<\/p>\n

Production ind\u00e9pendante d\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n

Au d\u00e9but de cet \u00e9ditorial, nous avons mentionn\u00e9 que le secteur de la production devait composer avec des circonstances fortes diff\u00e9rentes en raison du recul soudain, \u00e0 hauteur de 50\u00a0%, du prix du p\u00e9trole brut. Un autre acteur de l\u2019industrie est aussi aux prises avec un changement dramatique\u00a0: le distributeur d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

Cette fois, l\u2019agent de changement n\u2019est pas le p\u00e9trole brut mais plut\u00f4t la production ind\u00e9pendante d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Nous sommes en pleine vague de d\u00e9veloppement technologique et, bient\u00f4t, bon nombre de clients pourront produire leur propre \u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

\u00c0 l\u2019\u00e9chelle de l\u2019Am\u00e9rique du Nord, les ventes d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ont atteint leur sommet il y a d\u00e9j\u00e0 presque six ans. La consommation par habitant stagne depuis plus d\u2019une d\u00e9cennie. Cela tient en partie \u00e0 des prix plus \u00e9lev\u00e9s. Cela d\u00e9coule aussi de programmes tr\u00e8s r\u00e9pandus d\u2019\u00e9conomie d\u2019\u00e9nergie et d\u2019efficience \u00e9nerg\u00e9tique. Mais, plus r\u00e9cemment, cela tient \u00e9galement \u00e0 de nouvelles options auxquelles peuvent recourir les clients pour produire leur propre \u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 des prix moins \u00e9lev\u00e9s que ceux exig\u00e9s par les r\u00e9seaux d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

Les distributeurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 deviennent particuli\u00e8rement vuln\u00e9rables \u00e0 mesure que de nouvelles technologies d\u2019autoproduction font leur entr\u00e9e sur le march\u00e9 \u00e0 des prix de plus en plus bas. Le r\u00f4le du distributeur consiste \u00e0 distribuer de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir de sources centrales de production (p. ex., grandes centrales au gaz naturel, parcs \u00e9oliens, centrales hydro\u00e9lectriques, etc.) jusque chez le client. Si un client peut produire de l\u2019\u00e9nergie en vue de combler une partie de ses besoins en \u00e9lectricit\u00e9, il r\u00e9duit d\u2019autant sa d\u00e9pendance envers son distributeur d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

La production ind\u00e9pendante d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 s\u2019est d\u2019abord manifest\u00e9e sous la forme d\u2019\u00e9nergie solaire, dont le prix des panneaux solaires a chut\u00e9 de fa\u00e7on appr\u00e9ciable \u2013 20\u00a0% par ann\u00e9e entre 2009 et 2013. Durant cette p\u00e9riode, aux \u00c9tats-Unis, la production est pass\u00e9e de 1\u00a0000\u00a0MW \u00e0 12\u00a0000\u00a0MW. Et toujours durant la m\u00eame p\u00e9riode, la part de l\u2019\u00e9nergie solaire en termes de la capacit\u00e9 des nouvelles centrales \u00e9lectriques construites aux \u00c9tats-Unis est pass\u00e9e de 6\u00a0% \u00e0 31\u00a0%.<\/p>\n

L\u2019\u00e9nergie solaire pose un probl\u00e8me plus s\u00e9rieux aux services publics dans le Sud des \u00c9tats-Unis. En 2014, \u00e0 la San Diego Gas and Electric, on d\u00e9nombrait 39\u00a0000 installations solaires de toit comptant pour une capacit\u00e9 de production de 270\u00a0MW, l\u2019\u00e9quivalent de 6\u00a0% de la charge de pointe de la compagnie. Le service estime qu\u2019en 2015 les installations solaires de toit produiront 540\u00a0MW, \u00e0 savoir 12\u00a0% de la charge de pointe.<\/p>\n

Au Canada, en mati\u00e8re de production ind\u00e9pendante d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, la vraie menace pour les distributeurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et les organismes de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie ne vient pas de l\u2019\u00e9nergie solaire. Elle aura un impact mais pas autant que dans le Sud des \u00c9tats-Unis.<\/p>\n

Au Canada, l\u2019innovation technologique \u00e9mergente est la microcog\u00e9n\u00e9ration de chaleur et d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (MCE). Comme le laisse entendre son nom, la technologie rev\u00eat la forme d\u2019une unit\u00e9 produisant \u00e0 la fois chaleur et \u00e9lectricit\u00e9. Il ne s\u2019agit pas d\u2019une nouvelle technologie \u2013 on utile depuis des dizaines d\u2019ann\u00e9es la MCE dans des applications industrielles et un certain nombre de services publics de gaz naturel ont fait l\u2019essai d\u2019unit\u00e9s de MCE r\u00e9sidentielles au fils des ans1<\/sup>. \u00c0 l\u2019\u00e9poque, ce sont les co\u00fbts qui posaient probl\u00e8me, les co\u00fbts d\u2019une unit\u00e9 install\u00e9e \u00e9tant de l\u2019ordre de 20\u00a0000\u00a0$. La nouveaut\u00e9, sur le march\u00e9 nord-am\u00e9ricain, c\u2019est la possibilit\u00e9 de concevoir une application de suffisamment petite taille pour installation r\u00e9sidentielle. Les Japonais sont des chefs de file mondiaux en d\u00e9veloppement technologique et ils ont r\u00e9ussi \u00e0 r\u00e9duire \u00e0 entre 7\u00a0000\u00a0$ et 10\u00a0000\u00a0$ le co\u00fbt d\u2019une unit\u00e9 r\u00e9sidentielle. Des efforts sont d\u00e9ploy\u00e9s pour r\u00e9duire le prix \u00e0 moins de 5\u00a0000\u00a0$ d\u2019ici 2017.<\/p>\n

Il s\u2019agira d\u2019un march\u00e9 concurrentiel agressif, l\u2019\u00e9quipement et les services \u00e9tant fournis par des multinationales bien connues. Cette situation ouvre la porte \u00e0 une discussion \u00e0 propos de la possibilit\u00e9 de faire l\u2019int\u00e9gration des syst\u00e8mes d\u2019alimentation en \u00e9lectricit\u00e9 et en gaz naturel (les syst\u00e8mes r\u00e9sidentiels de MCE sont aliment\u00e9s au gaz naturel) d\u2019une fa\u00e7on totalement nouvelle.<\/p>\n

Et ce march\u00e9 ne se limitera pas aux syst\u00e8mes de MCE. Panasonic, Toshiba et Tokyo Gas sont \u00e0 d\u00e9velopper des unit\u00e9s \u00e0 pile \u00e0 hydrog\u00e8ne devant servir aux m\u00eames fins.<\/p>\n

Le premier enjeu en mati\u00e8re de r\u00e9glementation concerne le changement des structures de tarification. Partout en Am\u00e9rique du Nord, les organismes de r\u00e9glementation en \u00e9lectricit\u00e9 instaurent des charges fixes pour prot\u00e9ger leurs services publics. Les charges fixes sont source de controverses et auraient un impact appr\u00e9ciable sur l\u2019\u00e9conomie de la MCE \u2013 dans l\u2019\u00e9ventualit\u00e9 o\u00f9 les frais fixes \u00e9taient proportionnels \u00e0 la diminution de la consommation r\u00e9sidentielle d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 attribuable \u00e0 l\u2019autoproduction.<\/p>\n

D\u2019aucuns soutiennent que les charges fixes d\u00e9placent les co\u00fbts des plus grands et plus riches utilisateurs vers les utilisateurs moins riches et moins \u00e9nergivores. Les \u00e9cologistes estiment que les charges fixes dissuaderont les gens d\u2019\u00e9conomiser l\u2019\u00e9nergie. Les \u00e9conomistes affirment qu\u2019elles ne feront qu\u2019augmenter les co\u00fbts, les consommateurs devant payer pour de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019ils n\u2019utilisent pas. Dans la mesure o\u00f9 les prix augmenteront, les clients se d\u00e9brancheront des r\u00e9seaux d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 encore plus rapidement. Certains feront valoir que les charges fixes sont tout simplement des frais li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s. Ils soutiendront, comme l\u2019a fait l\u2019ONE dans l\u2019affaire R\u00e9seau principal, que les co\u00fbts li\u00e9s aux actifs d\u00e9laiss\u00e9s sont imputables aux services publics et non aux consommateurs. Enfin, d\u2019autres font valoir que les charges fixes vont \u00e0 l\u2019encontre des principes de tarification incitative.<\/p>\n

Ce qu\u2019il adviendra des charges fixes, difficile de le pr\u00e9voir. La Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (CEO) ouvre la voie au Canada. En avril\u00a02013, la CEO a lanc\u00e9 des consultations et elle a re\u00e7u plus d\u2019une trentaine de documents. La Commission d\u00e9posera son rapport en mars (2015).<\/p>\n

Bon nombre soutiennent que, dans tous les cas, les charges fixes ne constituent pas une solution \u00e0 long terme. Mais quelle est la solution \u00e0 long terme?<\/p>\n

Cette technologie prendra sa place que les organismes de r\u00e9glementation ou les services publics le veulent ou non. Les clients opteront pour la production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 moindre co\u00fbts. Et les politiciens n\u2019interviendront pas.<\/p>\n

Notre climat a peut-\u00eatre att\u00e9nu\u00e9 l\u2019impact de l\u2019\u00e9nergie solaire sur les distributeurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 canadiens. Mais dans le cas de la MCE et des piles \u00e0 hydrog\u00e8ne, l\u2019affaire est diff\u00e9rente. Elles ne sont pas d\u00e9pendantes du soleil. N\u2019oublions pas que seulement 11\u00a0% de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et solaire est produite de fa\u00e7on ind\u00e9pendante. Dans le cas de la MCE et des piles \u00e0 combustible, ce pourcentage pourrait \u00eatre beaucoup plus \u00e9lev\u00e9.<\/p>\n

La seule v\u00e9ritable solution \u00e0 long terme pourrait bien \u00eatre de laisser les services publics jouer un r\u00f4le direct dans la distribution d\u2019\u00e9quipement de production d\u00e9centralis\u00e9e \u00e0 leurs clients. Apr\u00e8s tout, les services de distribution disposent des \u00e9l\u00e9ments n\u00e9cessaires\u00a0: capital, reconnaissance de la marque et solides relations avec les clients. Les services publics de distribution peuvent ais\u00e9ment concurrencer les plus grandes multinationales. Il est fort peu probable que les clients insisteront pour acheter et entretenir ces syst\u00e8mes. Mais ils voudront b\u00e9n\u00e9ficier des plus faibles co\u00fbts que procure la production ind\u00e9pendante d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

La Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario a fait preuve de leadership et franchi un premier pas en ce sens. Sous la direction du ministre de l\u2019\u00c9nergie, la Commission a aplani certains des obstacles usuels qui emp\u00eachaient les services publics d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u2019exploiter, tout en en \u00e9tant le propri\u00e9taire, des technologies de MCE et d\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique. Dor\u00e9navant, les services publics peuvent en \u00eatre les propri\u00e9taires et les financer. Cependant, on ne peut tenir compte de ces actifs dans la tarification et il faut se conformer aux normes comptables pour \u00e9viter qu\u2019il n\u2019y ait pas d\u2019interfinancement.<\/p>\n

Dans cinq ans, les seuls distributeurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qui prosp\u00e9reront seront peut \u00eatre des organisations hybrides offrant \u00e0 la fois des services monopolistiques et concurrentiels. Nul doute que la transition sera parsem\u00e9e de d\u00e9fis. Davantage encore, peut-\u00eatre, pour les organismes de r\u00e9glementation qui devront concilier les besoins des services publics et l\u2019\u00e9volution des exigences et des pr\u00e9f\u00e9rences des consommateurs au titre de la production ind\u00e9pendante d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

    \n
  1. Pour en savoir plus sur les \u00e9tudes de syst\u00e8mes r\u00e9sidentiels de MCE au Canada, visitez le Centre canadien des technologies r\u00e9sidentielles, Cog\u00e9n\u00e9ration et \u00c9valuation de la cog\u00e9n\u00e9ration (Cog\u00e9n\u00e9ration- Stirling), en ligne : Gouvernement du Canada <http:\/\/www.ccht-cctr.gc.ca\/fra\/projets\/cogneration_stirling.html<\/a>>.<\/li>\n<\/ol>\n

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