Réglementation et risque : surmonter l’incertitude
Réglementation et risque : surmonter l’incertitude
Sommaire
Investir dans notre avenir énergétique n’est pas sans défi. Pour le service public, des variables importantes accroissent le risque d’investissement : politiques gouvernementales, préférences du consommateur et adoption de la technologie, pour ne nommer que celles-là. Investir dans notre système énergétique changeant est aussi risqué parce qu’il n’est jamais certain qu’on pourra accéder aux capitaux voulus, obtenir les revenus escomptés et avoir une réglementation fiable. Assurer la sécurité, la fiabilité, la valeur pour le client et la viabilité des fournisseurs de services est l’objectif de cette réglementation. Aussi l’organisme de réglementation doit-il se préoccuper d’abord et avant tout de gérer et d’atténuer le risque d’investissement. Il dispose de l’autorité et des outils nécessaires pour faire en sorte que les investissements des services publics soient rentables.
D’une part, le service public subit d’immenses pressions pour se conformer à des politiques d’abordabilité. D’autre part, on l’incite à investir massivement dans le réseau électrique. Il est très préoccupé par son obligation de jongler avec investissements et abordabilité, surtout dans le paysage énergétique changeant d’aujourd’hui. Remplacer, moderniser et entretenir une infrastructure vieillissante nécessitent de lui des investissements de taille.
Risque d’investissement
Instabilité financière pouvant découler de la grande incertitude associée à certains investissements des services publics. Il y a risque lorsque la récupération des capitaux est difficile et que la planification comporte une incertitude à long terme. Sont également en cause les changements technologiques, les politiques, etc.
Parfois, l’organisme de réglementation fait fi des répercussions des politiques gouvernementales et des tendances industrielles sur les investissements que le service public est tenu de réaliser. Aussi le service public peine-t-il à gérer les coûts et les risques de ses investissements. Des réformes réglementaires qui atténuent ces incertitudes et harmonisent les priorités du service public, du client et de l’organisme de réglementation peuvent stimuler l’investissement et réduire le risque commercial qui pèse sur le service public.
Dans ce rapport, nous explorons les difficultés liées aux investissements et proposons aux organismes de réglementation des mesures, des outils et des approches pour surmonter ces difficultés afin de mieux servir le bien commun.
Avec l’aide de nos membres et après avoir consulté diverses parties prenantes, Électricité Canada a cerné trois aspects du risque d’investissement qui comportent un intérêt particulier :
Électrification et croissance de la charge
Électrification et croissance de la charge
Modernisation
réseau électrique
La demande en électricité augmente partout au pays. Selon les prévisions nationales et provinciales, elle devrait presque doubler ces 25 prochaines années.
Les gouvernements, les exploitants de systèmes et les fournisseurs de services s’empressent de réévaluer les besoins d’électrification futurs. L’électrification du pays est assujettie à des politiques, à une réglementation et aux tendances globales des marchés. Malheureusement, les organismes de réglementation et les services publics ont des priorités différentes, ce qui accentue les incertitudes commerciales. Pour composer avec la croissance astronomique de la charge et faire du secteur un chef de file de l’investissement énergétique, les fournisseurs d’électricité doivent injecter d’immenses sommes dans le système. Pour réduire les risques d’investissement, ils devront disposer de capitaux suffisants, de modèles de revenus et de cadres réglementaires
Modernisation du réseau électrique
Partout au pays, les besoins de la clientèle pilotent la modernisation du réseau électrique. Le système change à vue d’œil sous l’influence des technologies utilisées, des systèmes exploités et des préférences du client. Investir dans la modernisation du réseau aide à gérer ce système électrique diversifié et devient obligatoire pour relever les défis actuels et futurs de la sécurité, de la fiabilité et de l’abordabilité.
Mais le décalage entre les politiques et la réglementation met des bâtons dans les roues des investisseurs. Les besoins du client propulsent la modernisation du réseau. Or, la réglementation actuelle ne suit pas le rythme, notamment parce qu’elle varie d’une province et d’un territoire à l’autre. Les organismes de réglementation doivent reconnaître que répondre aux besoins du client de demain et concrétiser les politiques passent par la modernisation. Ils se laisseront guider par cet impératif lorsqu’ils choisiront leurs priorités et leurs directives d’investissement à l’endroit des services publics
Adaptation climatique
Les conditions météorologiques extrêmes et les incendies de forêt constituent une menace croissante pour la gestion des actifs du service public, y compris pour la fiabilité et la résilience du système. Le service public s’inquiète de plus en plus des risques climatiques, surtout parce qu’il entend investir massivement dans ses actifs et ses systèmes pour gérer la croissance de la demande et la modernisation du réseau électrique.
La fiabilité, la récupération des coûts et, en fin de compte, l’abordabilité posent des risques. Pour les atténuer, les investisseurs doivent accorder la priorité à l’adaptation climatique. D’autres défis entrent en ligne de compte et le service public compose en même temps avec des priorités multiples et des budgets serrés. L’organisme de réglementation tiendra compte de ces priorités et acceptera d’orienter le service public qui est tenu de faire des compromis tandis qu’il jongle ces différents investissements.
De plus, il faut quantifier les coûts et les avantages de l’adaptation climatique pour que le service publics et l’organisme de réglementation en saisissent la valeur financière. L’organisme de réglementation peut mettre en place des stratégies et des outils pour aider le service public à gérer ce risque d’investissement et à réduire le risque climatique global.
Mesures réglementaires réduisant le risque d’investissement
Le secteur de l’électricité dans son ensemble se préoccupe de la croissance de la charge, de la modernisation du réseau électrique et de l’adaptation climatique. Cependant, comme les droits de propriété et la réglementation varient d’une province à l’autre, les innovations réglementaires varient aussi. Les recommandations formulées ci-dessous visent tout le secteur canadien de l’électricité. Certaines s’appliquent davantage aux services publics appartenant à des investisseurs, tandis que d’autres conviennent mieux aux services publics appartenant à l’État. Par ailleurs, tous les services publics relèvent d’organismes de réglementation qui jouent un rôle de premier plan lorsqu’il s’agit d’établir des normes et d’exiger des investissements essentiels dans le réseau électrique. Il appartient à ces organismes d’atténuer et de gérer les risques d’investissement.
Électrification et croissance de la charge
Attirer les investissements privés pour réduire le risque
\ Permettre un recours accru aux mécanismes de récupération des coûts en milieu de projet
\ Par la réglementation économique, favoriser un environnement stable en améliorant le rendement des capitaux propres
Utiliser des comptes flexibles et hausser les seuils d’évaluation
\ Concevoir des comptes sur mesure pour réduire l’incertitude financière
\ Hausser les seuils d’évaluation pour la récupération des coûts afin d’assurer une réglementation plus efficace
Promouvoir une gestion optimale des services publics à l’aide des cadres réglementaires existants
\ Utiliser plus d’outils qui accroissent la certitude réglementaire sans passer par l’arbitrage
\ Intégrer les répercussions des politiques dans tous les volets des décisions sur les prix
Mesures réglementaires pour réduire le risque d’investissement dans la modernisation du réseau électrique
Promouvoir les dépenses de modernisation du réseau électrique par des mécanismes incitatifs
\ Guider clairement les politiques réglementaires pour réaliser les priorités gouvernementales et réglementaires
\ Approuver des plans d’investissement et offrir des mécanismes de financement ciblés
Normaliser les cadres d’évaluation pour plus de certitude d’investissement
\ Utiliser des analyses coûts-avantages robustes et des cadres stratégiques complémentaires pour assurer des investissements plus surs dans les solutions sans fil
\ Optimiser les investissements dans les solutions sans fil en permettant des paiements incitatifs pour les dépenses d’exploitation
Accommoder plus de dépenses d’innovations nouvelles
\ Mettre en place des laboratoires d’innovation suffisamment financés
\ Approuver pour les services publics individuels des comptes d’innovation financés par la base tarifaire
Mesures réglementaires pour réduire le risque d’investissement dans l’adaptation climatique
Soutenir la résilience par des priorités d’investissement stratégique à long terme
\ S’assurer que les dépenses de gestion climatique pour les actifs et l’exploitation sont suffisantes
\ Résoudre les problèmes d’abordabilité en évaluant le risque à long terme
Appuyer suffisamment de mesures de récupération des coûts
\ Établir suffisamment de fonds de recouvrement climatiques selon des plans climatiques visionnaires
\ Approuver efficacement les dépassements de coûts climatiques à intégrer dans la base tarifaire
Utiliser des cadres d’évaluation et de gestion qui promeuvent des investissements fondés sur des données
\ Mettre en place un cadre de la valeur de la charge perdue comme outil pour justifier les dépenses
\ Mettre en place des plans de gestion de l’adaptation climatique uniformes pour le secteur
Électrification et croissance de la charge
Partout au pays, les services publics voient croître la demande en électricité. Logements, transports, industries et adoption de la technologie pilotent une électrification croissante. Selon les prévisions provinciales et nationales, la demande pourrait presque doubler ces 25 prochaines années. La hausse est généralisée, même si elle varie considérablement d’une région à l’autre à cause des divers modes de production, de l’adoption des technologies et de la croissance démographique attendue. Les gouvernements, les exploitants de systèmes et les fournisseurs de services s’empressent de réévaluer les besoins d’électrification futurs en fonction de la demande changeante.
Le passage d’une forme d’énergie à une autre propulse une électrification généralisée qui fait croître la demande de beaucoup. Par ailleurs, les services publics ont de plus en plus de difficulté à gérer et à alimenter les centres de données, insatiables. Sont aussi en cause la croissance et la densification démographiques. Non seulement la demande de chaque client évolue-t-elle, mais la hausse généralisée de la demande représente un défi pour le secteur, quels que soient les changements technologiques en cours.
Selon les prévisions pour le Canada (figure 1), la demande en électricité devrait augmenter de 80 % entre 2025 et 2050, surtout vu l’apparition de nouvelles sources de consommation comme le véhicule électrique. La demande exacte comporte plusieurs variables, mais la tendance globale continue de montrer que des investissements massifs et l’augmentation de la capacité sont indispensables.
Pour gérer ces impératifs et toute incertitude, le service public doit disposer de capitaux suffisants, de modèles de revenus et de cadres réglementaires qui réduiront le risque d’investissement exacerbé par les politiques publiques et une demande changeante.
Figure 1 : Prévision nationale de la demande par secteur (carboneutralité au Canada) i
On observe non seulement une forte hausse de la demande, mais aussi une évolution rapide des prévisions qui génère plus d’incertitude et de pression d’investir pour un secteur capitalistique et surchargé de réglementation. Avec ces prévisions changeantes, on ne sait plus très bien où, quand ni combien investir :
\ En 2024, la SIERE (Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité) de l’Ontario a majoré de 15 % sa prévision de la hausse de la demande d’ici 2025, la faisant passer de 60 % à 75 %.ii Elle a évoqué les besoins croissants des centres de données.
\ En 2024 également, l’AESO (Alberta Electricity System Operator) estimait à 23 % (1,2 % d’année en année) la croissance de la charge horaire d’ici 2043 selon un scénario de référence qui a triplé depuis de 2022.iii Si la croissance suit ce rythme jusqu’en 2050, elle correspondra à environ 30 %.
Figure 2 : Taux de croissance possibles de la demande en électricité ou de la charge d’ici 2050, provinces ayant des prévisions à long terme
(Figure 2): Québec : Hausse de la charge de près de 100 % d’ici 2050; iv Colombie-Britannique : Hausse de la charge de près de 100 % d’ici 2050;v Ontario : Hausse de la charge de près de 75 % d’ici 2050; vi Alberta : Hausse de la charge de 23 % d’ici 2043, si les hypothèses se maintiennent jusqu’en 2050, puis, hausse de 30 %. vii * Les prévisions des autres provinces n’allaient pas jusqu’à 2040.
Élément déterminant de la réglementation économique
Contexte de la réglementation et des politiques
Au Canada, on recourt à des outils et à des tactiques pour stimuler l’innovation dans le secteur. L’objectif est également d’aider le service public à composer avec des pressions croissantes d’investir vu l’augmentation actuelle et future de la charge. Or, ces mesures varient beaucoup d’un régime de réglementation à l’autre. Mais dans leur ensemble, les organismes de réglementation doivent incorporer aux décisions d’ordre municipal, provincial et fédéral les conséquences de politiques changeantes (objectifs d’électrification, politiques climatiques, etc.).
De nombreux territoires et provinces planifient leurs investissements en fonction de la hausse de la charge prévue. Mais ces prévisions continuent de varier considérablement. De plus, des provinces ont observé que la charge n’augmentait pas autant que prévu. La géographie et le climat sont parfois en cause : dans les villes canadiennes plus froides, par exemple, l’adoption globale du véhicule électrique rencontre des obstacles. Par endroits, si la demande prévue n’est pas aussi élevée qu’ailleurs, c’est parce que la croissance démographique et industrielle attendue ne s’est pas concrétisée.
Plusieurs gouvernements provinciaux ont « bloqué » leurs prix afin d’alléger le coût de l’électricité pour le consommateur. Mais le service public doit se conformer à ces mesures tout en subissant des pressions d’investir. Le défi est de taille. Ainsi, au Manitoba, le gouvernement a mis en sursis la hausse des prix, tout en incitant les services publics à investir davantage dans leurs bornes de recharge de véhicules électriques.viii En Nouvelle-Écosse, le gouvernement a eu recours au plafonnement des prix. Résultat? Les cotes d’investissement de Nova Scotia Power ont chuté et le service public est moins en mesure d’emprunter à faible coût. Les politiques gouvernementales affectent directement le potentiel d’investissement du service public et, par le fait même, la valeur pour le client.
La réglementation peut réduire le risque
Québec
Une loi provinciale permet désormais à Hydro-Québec de conclure de nouveaux contrats d’approvisionnement électrique sans réaliser d’appels d’offres. Son fardeau réglementaire ainsi réduit, l’organisme peut mieux s’adapter à la croissance de la charge.
Ontario
En approuvant d’importants comptes d’écarts, la Commission de l’énergie de l’Ontario aide les services publics à gérer le risque d’investissement associé à la croissance de la charge.
Alberta
L’Alberta est à reformer son marché énergétique selon un modèle de « vente pour le lendemain ». L’objectif est de rendre le réseau électrique fiable tout en évitant les flambées de prix en cas de pénurie.
Véhicules électriques (VÉ)
Les services publics ont beaucoup de mal à investir dans le réseau électrique pour répondre aux besoins des propriétaires de véhicules électriques. Le paysage des VÉ au Canada est fortement teinté par la réglementation et les politiques. Ici aussi, le secteur ne privilégie aucune politique en particulier. Mais les évaluations réglementaires doivent tenir compte de l’impact des politiques visant les VÉ sur le risque d’investissement.
Comme nous l’avons vu à la figure 1, l’adoption croissante du VÉ joue pour beaucoup dans la croissance de la demande en électricité au cours des 25 prochaines années. Les politiques peuvent bien changer, mais c’est encore principalement le marché qui propulse l’adoption du VÉ. Il est donc nécessaire d’investir dans l’infrastructure du réseau pour répondre à cette demande croissante.
Consommation élevée
Les prévisions de la croissance de la charge sont fortement influencées par une consommation élevée, comme celle des centres de données. Au nombre de 250 au Canada, ces centres se multiplient rapidement.ix En Ontario, on prévoit que 16 centres de données énergivores seront fonctionnels d’ici 2035. Cela représente 13 % de la hausse de la demande en électricité. x Par ailleurs, les cybermenaces augmentent dans la mesure où les centres de données alimentés par l’IA sont intégrés au réseau électrique et dépendent toujours plus du système d’électricité.
Figure 3 : Carte des centres de données
Comme l’a récemment fait observer la Régie de l’énergie du Canada, les besoins informatiques aigus de l’IA y sont pour beaucoup dans la flambée de la demande.xi Cela s’avère surtout dans les prévisions ontariennes de la croissance, mais aussi au Québec, en Colombie-Britannique et en Alberta. Le Nouveau-Brunswick a déjà refusé d’alimenter le minage de cryptomonnaies afin de protéger le consommateur, mais on continue de lui proposer de brancher au réseau électrique des projets énergivores comme des centres de données.xii Et au Québec, selon un projet de loi, le branchement de projets d’au moins 5 MW pourrait devenir une affaire politique, car il pourrait devoir être approuvé par le cabinet du ministre.xiii
Les Autochtones et la croissance du réseau électrique
Intégrer les Autochtones au secteur de l’électricité réduit les incertitudes des investisseurs et harmonise les priorités des parties prenantes. L’organisme de réglementation peut activement aligner les mécanismes de partage des revenus et de la valeur sur des stratégies d’investissement propices à la réconciliation. La réconciliation devra être au cœur de la planification des ressources à mesure que le système électrique du pays se transformera ces prochaines décennies. Les communautés autochtones ont déjà une grande influence sur les politiques et la réglementation visant l’électrification et la croissance de la charge.
Ces huit dernières années, le nombre de projets d’énergie propre de moyenne et grande taille menés par des Autochtones s’est accru de 30 %. De plus, la plupart des projets de production et de transport au pays impliquent des Autochtones d’une manière ou d’une autre.xiv La coentreprise et le partenariat d’équité avec des Autochtones sont maintenant omniprésents dans le réseau électrique canadien en expansion. Par ailleurs, les investissements sans précédent qui s’imposent dans le secteur de l’électricité représentent une occasion en or pour les communautés autochtones.
Outils d’orientation
Au Canada, différents outils réglementaires et différentes politiques servent à gérer notre système électrique changeant. L’organisme de réglementation peut proposer aux services publics des cadres et des lignes directrices d’orientation utiles. Le projet ontarien d’évaluation de la vulnérabilité et de renforcement du réseau en est un exemple. Son objectif? Établir des politiques qui quantifient la valeur pour le client que représentent les investissements prioritaires dans la résilience du système. Avec ces outils, le service public a plus de certitude au moment de choisir des options d’investissement lorsqu’il demande une hausse tarifaire.
Flexibilité des comptes et de la récupération des coûts
Des comptes de report et d’écart peuvent atténuer l’incertitude et alléger le fardeau financier à court terme s’ils sont instaurés correctement. La durée d’un projet peut être longue. Avec ces comptes, on ressent moins les effets de l’incertitude et des coûts imprévus. Ainsi, dès le début d’un projet, le service public peut commencer à percevoir les sommes dépensées et amortir de cette manière la période de récupération des coûts. Pour le service public qui a d’importants soldes et de la difficulté à récupérer ses coûts, les comptes de report et d’écart peuvent poser des problèmes. Cependant, le service public peut mettre en place une stratégie pour compenser les soldes de ces comptes et éviter ainsi d’assumer les coûts d’une réévaluation globale des tarifs.
Cela revêt une importance particulière pour les comptes d’immobilisations en cours. En Alberta et en Ontario, des services publics ont permis d’inclure ces comptes dans la base tarifaire lorsque des circonstances particulières le justifiaient. Cela a permis de récupérer des sommes déboursées pour des projets d’envergure. Ce type de mécanisme flexible de récupération des coûts aide à composer avec l’incertitude accrue de notre paysage énergétique changeant.
Comptes de report et d’écart
Compte de report : Reflète le coût d’un projet. Le service public peut demander l’autorisation de récupérer les coûts dans de futurs tarifs.
Compte d’écart : Reflète la différence entre le coût attendu et le coût réel d’un projet. Lorsque le coût dépasse les prévisions, le service public peut demander l’autorisation de récupérer les coûts dans les tarifs.
Seuils des dépenses d’immobilisation
Dans certains territoires et provinces, on a fixé des seuils pour l’approbation des dépenses d’immobilisations, ce qui nuit à l’efficience réglementaire. Lorsque certains paramètres sont respectés, l’organisme de réglementation n’est pas tenu d’évaluer ni d’approuver ces dépenses si elles demeurent sous le seuil. Mais dans plusieurs provinces, le seuil est resté le même malgré l’inflation et les pressions croissantes d’investir. Résultat? Les dépenses d’immobilisations demeurent modérées et l’organisme de réglementation doit les évaluer cas par cas. Il en résulte plus d’incertitude au moment d’investir.
En Nouvelle-Écosse, nous parlons d’un seuil de 1 million de dollars, et au Nouveau-Brunswick, de 50 millions. Dans un cas comme dans l’autre, le seuil est rapidement atteint lorsqu’un projet capitalistique est lancé. De plus, en Ontario, un seuil semblable est utilisé pour les solutions de rechange sans fil. Lorsqu’un projet se chiffre à au moins 2 millions, l’entreprise de distribution doit justifier par écrit pourquoi elle n’entend pas recourir à ces solutions de rechange. Si les seuils étaient plus élevés, les services publics auraient la souplesse voulue pour s’adapter à la demande énergétique changeante. Leur fardeau réglementaire serait allégé et ils seraient plus certains que leurs investissements seraient approuvés.
Rendement du capital
Coût du capital ou taux de rendement : coût moyen pondéré des capitaux propres et de la dette proportionnellement à la structure financière (ratio d’endettement) de l’entreprise.
Rendement des capitaux propres : taux de rendement des capitaux propres. Il doit être suffisant pour que le service public puisse attirer des investisseurs et il doit respecter la norme de rendement équitable.
Norme de rendement équitable : Elle répond à trois critères - investissement comparable, intégrité financière et attrait de capitaux.
Mesures réglementaires pour réduire le risque de la croissance de la charge
Attirer les investissements privés pour réduire le risque
Recommandations :
\ Permettre un recours accru aux mécanismes de récupération des coûts en milieu de projet : Il est plus facile de composer avec les pressions d’investir lorsqu’il est permis de récupérer une partie des coûts avant l’achèvement du projet. Cela améliore la trésorerie et attire des investisseurs privés. Ces mécanismes donnent de meilleures cotes de solvabilité en réduisant naturellement les coûts d’emprunt du service public et, par le fait même, en empêchant une hausse des prix de l’électricité à long terme.
\ Par la réglementation économique, favoriser un environnement stable en améliorant le rendement des capitaux propres : Ainsi, le risque financier et les coûts d’emprunt diminuent, tandis que les cotes de solvabilité s’améliorent. La prime de risque sur capitaux propres stimule les investissements à long terme, ce qui favorise les actions des services publics par rapport aux actifs sans risque. Pour que le financement corresponde à la croissance de la charge, le coût des capitaux doit augmenter. Sans rendements concurrentiels, le service public peut avoir du mal à attirer des investisseurs. Cela retarde l’amélioration critique des infrastructures.
Utiliser des comptes flexibles et hausser les seuils d’évaluation
Recommandations :
\ Concevoir des comptes sur mesure pour réduire l’incertitude financière : Cela peut alléger le fardeau financier à court terme, les nouveaux projets entamés pour gérer la croissance de la charge étant de longue durée. L’accès à des comptes comme les comptes d’innovation et d’écart atténue les effets de l’incertitude et des coûts imprévus.
\ Hausser les seuils d’évaluation pour la récupération des coûts afin d’assurer une réglementation plus efficace : À certains endroits au pays, les seuils d’évaluation des coûts d’immobilisations stagnent, ce qui explique la rareté de ces évaluations. Ces seuils doivent monter selon l’inflation et l’évolution des besoins d’investir. Ainsi, la réglementation sera plus efficace et l’incertitude entourant les budgets d’immobilisations modérés diminuera.
Promouvoir une gestion optimale des services publics à l’aide des cadres réglementaires existants
Recommandations :
\ Utiliser plus d’outils qui accroissent la certitude réglementaire sans passer par l’évaluation tarifaire : Dans un esprit d’efficience réglementaire, les lignes directrices et cadres d’orientation des organismes de réglementation apportent plus de certitude aux services publics. Le fournisseur de services peut ainsi accorder la priorité aux projets qui sont susceptibles d’être inclus dans sa base tarifaire. La multiplication de ces cadres d’orientation accorderait au service public plus de souplesse pour mettre en œuvre des solutions novatrices et réduire le risque d’investissement.
\ Intégrer les répercussions des politiques dans tous les volets des décisions sur les prix : L’organisme de réglementation doit savoir que changer les stratégies, comme adopter des objectifs d’électrification ou des politiques climatiques, se répercute non seulement sur la province, mais aussi sur les municipalités et sur le pays. S’il tient compte de l’ensemble des enjeux tarifaires lorsqu’il fixe les prix, l’organisme peut énoncer plus clairement les rendements attendus du capital investi par le service public sous la pression globale d’investir. Ainsi, le service public qui engage des coûts pour se conformer aux exigences changeantes sera suffisamment indemnisé et ses chances de faire approuver ses projets d’investissement augmenteront. Dans l’ensemble, il en résultera un moindre risque.
Modernisation du réseau électrique
L’économie canadienne s’électrifie toujours plus à mesure que de nouveaux systèmes et technologies s’intègrent au réseau électrique. D’où la nécessité d’investir pour moderniser le réseau et, ainsi, rehausser et automatiser son exploitation en temps réel afin de continuer à équilibrer et faciliter de nouveaux branchements. Ces investissements optimisent également l’utilisation des ressources à long terme et réduisent ainsi le coût pour le consommateur, dont les besoins propulsent la modernisation partout au pays. De plus, ils permettent de gérer un système plus diversifié dans un paysage énergétique changeant. Enfin, ils aident à composer avec les défis actuels et futurs que posent la sécurité, la fiabilité et l’abordabilité.
Moderniser le réseau peut être beaucoup moins cher qu’investir dans la croissance de la charge, mais la clientèle, les décideurs et les organismes de réglementation continuent d’insister pour que les services publics modernisent. De plus, les préférences du client évoluent à mesure qu’il cherche à produire sa propre électricité et à mieux gérer sa consommation énergétique.xv Investir trop peu dans la modernisation, c’est consentir à un service de moindre qualité, à une valeur réduite pour le client et à une gestion difficile des ressources à long terme.xvi
Par ailleurs, les politiques et la réglementation en vigueur rendent la modernisation obligatoire. Des mesures incitatives et des mandats stimulent la production renouvelable, les gains d’efficience et l’adoption d’outils et de systèmes de modernisation.
Si les gouvernements mettent en place des politiques qui incitent à adopter de nouveaux systèmes et technologies, ils doivent aussi consentir à investir dans les infrastructures traditionnelles et non traditionnelles pour que les systèmes de distribution puissent équilibrer la demande de manière fiable.
De plus, la réglementation économique doit évoluer à mesure que le client change sa façon d’interagir avec le réseau électrique. Lorsqu’il s’agit d’investir dans le réseau, l’objectif est d’équilibrer les avantages immédiats disproportionnés que tirent les premiers clients à adopter la technologie et les avantages à long terme dont bénéficie l’ensemble de la clientèle.
En ce moment, la réglementation ne cherche pas en premier lieu à optimiser l’investissement fondamental pancanadien dans la modernisation du réseau électrique, car chaque province et territoire a sa propre façon de procéder. On investira avec plus de certitude lorsque des cadres et des outils réglementaires atténueront le risque d’investissement qui résulte de la variabilité des politiques gouvernementales et des préférences du client. Les priorités réglementaires et les directives d’investissement auxquelles le service public est assujetti doivent correspondre à la nécessité de moderniser le réseau pour répondre aux besoins futurs du client et réaliser les objectifs des politiques.
Figure 4 : Infographie sur la modernisation du réseau
Pour relever les défis de la modernisation du réseau, il faut créer un environnement réglementaire qui incite à innover et qui précise les avantages d’investir. Des laboratoires d’innovation, des structures incitatives transparentes et des stratégies nationales de modernisation peuvent aider à combler les lacunes pour que les services publics sachent répondre aux besoins énergétiques futurs. Ils réussiront à gérer le paysage énergétique changeant et à offrir une bonne valeur pour le client en investissant dans la modernisation. Or, pour beaucoup de fournisseurs de services, la modernisation demeure synonyme de risque et d’incertitude, car les mesures réglementaires n’incitent pas à investir.
Infrastructure de comptage avancée (ICA)
Certaines provinces ont commencé à adopter des capteurs intelligents et une infrastructure de comptage avancée (ICA) il y a plus d’une décennie, tandis que d’autres n’en sont qu’à leurs premiers pas. Ces derniers ont l’avantage de pouvoir profiter des leçons tirées d’anciens programmes. Ainsi, Manitoba Hydro envisage d’appuyer des politiques provinciales d’évaluation et la mise en œuvre de mesures qui permettent au client d’économiser en participant à des programmes de gestion volontaire de la demande en électricité. Malheureusement, la province ne dispose pas de l’ICA nécessaire pour offrir ces programmes à grande échelle.xvii Le service public subit d’énormes pressions pour résoudre les problèmes d’abordabilité tout en étant stimulé à investir dans la modernisation du réseau.
Systèmes de gestion du réseau
Les systèmes de gestion de distribution avancés (SGDA) et les systèmes de gestion des ressources d’énergie distribuée (SGRED) sont des technologies et des systèmes logiciels qui gèrent l’exploitation et les actifs des services publics. Ils facilitent l’intégration des ressources d’énergie distribuée à d’autres méthodes de modernisation du réseau électrique. De plus, le Système d’acquisition et de contrôle des données (SCADA) sert à surveiller et à contrôler l’exploitation du réseau et intègre mieux les données en temps réel allant de la production à la distribution. Investir dans ces systèmes est un moyen essentiel de moderniser le réseau. Le service public en tirera plus d’efficience opérationnelle, plus de souplesse systémique et plus d’options de branchement afin de mieux gérer notre paysage énergétique changeant.
Ressource énergétique distribuée (RED) et système de stockage d’énergie par batterie (STEB)
De petits actifs localisés comme les RED et les STEB favorisent la fiabilité et la souplesse systémique, surtout lorsqu’on intègre au réseau des sources d’énergie renouvelable au rendement intermittent. À plusieurs endroits au pays, la demande d’énergie interactive est à la hausse. Les investissements dans la modernisation sont donc indispensables pour accommoder les préférences futures du client. Vu l’incertitude entourant l’investissement, les pressions d’investir dans des technologies qui permettent de brancher davantage de RED et de STEB compliquent la gestion du risque commercial de la modernisation du réseau. Si on n’investit pas suffisamment dans la modernisation, il sera impossible d’intégrer autant de ces nouveaux actifs que souhaité.
Solutions de rechange sans fil
Ces solutions peuvent optimiser l’exploitation du réseau et l’utilisation de ressources à long terme, ce qui fait baisser les coûts pour le client. Cependant, le service public n’est pas incité à investir dans ces solutions. Dans le cadre réglementaire actuel, le service public peut raisonnablement s’attendre à récupérer ses dépenses d’exploitation tout en bénéficiant d’investissements à faible risque et du rendement de ses dépenses d’immobilisation. Le secteur repose sur ces prémisses, selon les principes réglementaires globaux en vigueur et ce que nous entendons par le principe utilisé et utile.xviii
Principe « utilisé et utile »
Tout actif intégré à la base tarifaire d’un service public et qui rend admissible à un remboursement doit être utilisé et utile pour la clientèle. Ce principe sert à prévenir les investissements excessifs qui gonfleraient la base tarifaire.
L’organisme de réglementation peut grandement atténuer les risques d’investissement en créant des mécanismes clairs d’évaluation et de stimulation de ces investissements. Ainsi, en Nouvelle-Écosse, les dépenses doivent être justifiées selon des critères comme des mesures d’innovation concrètes. Ces mesures d’évaluation ouvrent une voie réglementaire à l’innovation et fait correspondre les attributions de la valeur pour le client, l’organisme de réglementation et le service public.
S’ils peuvent être plus rentables que les sommes investies dans des infrastructures traditionnelles, ces investissements ne sont pas sans risque. Est en cause le manque de clarté entourant l’évaluation de la modernisation du réseau. Dans plusieurs provinces et territoires, les cadres d’évaluation des solutions de rechange sans fil ne sont pas clairs comparativement à ceux des actifs filaires. Ainsi, les évaluations se font au cas par cas, ce qui oblige le service public à s’investir davantage dans la planification de projets et à assumer plus de complexité et de risque.
Les solutions de rechange sans fil permettent au service public de reporter ses dépenses d’immobilisation traditionnelles. Il peut profiter de ces outils pour mieux gérer ses infrastructures et ses actifs existants. Cependant, ces outils ne sont pas suffisants, surtout vu la demande croissante attendue dans les prochaines années.
Ailleurs dans le monde
Royaume-Uni
Grâce à des mécanismes de partage des risques et des récompenses, la sous-utilisation ou la surutilisation des fonds est distribuée entre la compagnie et le consommateur. Ainsi, les priorités du service public, du client et de l’organisme de réglementation sont harmonisées.
États-Unis
Dans l’état de New York, le service public peut capitaliser des dépenses engagées pour des solutions de rechange sans fil, dont le rendement du capital investi devient ainsi semblable à celui des projets d’immobilisations traditionnels. L’état utilise des mécanismes d’ajustement des gains pour réduire les investissements dans les infrastructures traditionnelles.
Réduction du risque de la modernisation du réseau électrique
Études de rentabilité
Certaines provinces ont adopté des cadres pour les études de rentabilité. Par exemple, la Commission de l’énergie de l’Ontario a élaboré un cadre pour guider les distributeurs d’électricité qui évaluent la rentabilité de solutions de rechange sans fil et de ressources énergétiques distribuées.xix Aux États-Unis, le département de l’Énergie a créé une méthodologie pour démontrer que les investissements dans la modernisation du réseau fourniront des bénéfices nets au client. xx
Avec ces outils, l’organisme de réglementation et le service public peuvent évaluer les pleines retombées de ces solutions sur la distribution. Cependant, plusieurs provinces ne disposent pas d’outils d’évaluation clairs et normalisés, ce qui accroît le risque de ce type d’investissement.
Les prix variables permettent au service public de récupérer certains coûts sans devoir demander une hausse tarifaire.
Régimes d’encouragement
L’organisme de réglementation doit permettre au service public d’investir dans la modernisation du réseau en approuvant à cette fin des mécanismes de financement conçus sur mesure. Par exemple, des prix variables et des comptes d’écart spécialisés permettent d’accroître les revenus à investir dans la modernisation du réseau.
Certaines provinces ont adopté des laboratoires de réglementation qui sont un excellent moyen de promouvoir la modernisation. Mais ces laboratoires peuvent avoir une portée limitée et exclure de nouveaux investissements dans la modernisation qui n’entrent pas dans leur structure définie. L’adoption généralisée de ces laboratoires peut sécuriser les investissements dans les innovations réseau, mais ils ne doivent pas servir d’excuse pour interdire d’autres comptes d’innovation.
Un laboratoire de réglementation est un environnement contrôlé créé par un organisme de réglementation pour qu’un service public mette à l’essai des activités, des services et des modèles d’affaires novateurs dans des conditions réelles. Il est assujetti à une réglementation temporairement modifiée.
Par exemple, si Toronto Hydro a réussi à utiliser des fonds d’innovation de la CEO et de la SIERE pour un projet de solutions de rechange sans fil, le service public n’a pas réussi à faire approuver un compte d’innovation pour des dépenses d’innovation plus récentes.xxi L’organisme de réglementation doit réfléchir aux manières de faire passer un projet de laboratoire à une demande de hausse tarifaire et doit offrir des orientations à ce sujet.
Mesures de réglementation pour réduire le risque de la modernisation du réseau électrique
Promouvoir les dépenses de modernisation du réseau par des mécanismes incitatifs
\ Guider clairement les politiques réglementaires pour réaliser les priorités gouvernementales et réglementaires : Toute priorité réglementaire et directive d’investissement adressée au service public doit tenir compte du fait que la modernisation du réseau électrique est nécessaire pour réaliser les objectifs des politiques. L’organisme de réglementation doit orienter clairement le service public sur les manières de concrétiser d’importantes directives gouvernementales et réglementaires.
\ Approuver des plans d’investissement et offrir des mécanismes de financement ciblés : Pour aider le service public à investir dans la modernisation du réseau électrique, l’organisme de réglementation doit approuver des plans d’investissement et proposer des mécanismes de financement ciblés comme les taux variables et les comptes d’écart.
Normaliser les cadres d’évaluation pour plus de certitude d’investissement
Recommandations :
\ Utiliser des études de rentabilité robustes et des cadres stratégiques complémentaires pour assurer des investissements plus surs dans les solutions sans fil : Les cadres et les outils qui normalisent les évaluations des investissements dans la modernisation du réseau réduisent l’incertitude et les risques liés aux dépenses. Les études de rentabilité sont un outil important pour ces évaluations et permettent de comparer les solutions de rechange sans fil et traditionnelles. De plus, elles apportent plus de confiance au moment de soumettre une demande de hausse tarifaire, atténuent le risque et appuient des décisions efficaces et fondées sur des données, ce qui produit une valeur claire pour le client.
\ Optimiser les investissements dans les solutions sans fil en permettant des paiements incitatifs pour les dépenses d’exploitation : En permettant à une partie des dépenses d’exploitation stratégiques de recevoir un taux de rendement ou en recourant à une mesure incitative équivalente, le service public peut mieux stimuler les investissements dans ces façons de moderniser le réseau. Il pourrait voir diminuer le risque d’investissement s’il met en œuvre des mécanismes qui monnaient les avantages de la modernisation.
Accommoder plus de dépenses d’innovations nouvelles
Recommandations :
\ Mettre en place des laboratoires d’innovation suffisamment financés : Les dépenses d’innovation sont une partie essentielle de la modernisation du réseau électrique, mais dans notre système de réglementation, elles ne sont pas bien appuyées ni stimulées. Les laboratoires ont fait leurs preuves, mais le degré de financement de ce modèle est trop souvent insuffisant pour rendre viables d’importants projets de modernisation. Mettre en œuvre un laboratoire d’innovation suffisamment financé réduirait considérablement le risque d’investissement.
\ Approuver pour les services publics individuels des comptes d’innovation financés par la base tarifaire : Le service public peut recourir à des comptes d’innovation individuels pour combler les lacunes de financement et appuyer de nouveaux projets. Dans certaines régions, l’admissibilité des dépenses d’innovation peut se limiter aux projets les plus viables et exclure ainsi des domaines d’innovation essentiels. Approuver pour les services publics individuels des comptes d’innovation financés par la base tarifaire peut potentialiser d’actuelles mesures qui incitent à innover. Les gains d’efficience considérables qui en découleront se traduiront par une valeur accrue pour le client.
Adaptation climatique
Le climat pose un risque croissant pour le service public, surtout à mesure que le fournisseur de services injecte d’importantes sommes dans des actifs et des systèmes qui lui permettent de composer avec la croissance de la charge et la modernisation du réseau électrique. Les menaces climatiques se répercutent davantage sur la fiabilité lorsque les actifs de production, de transport et de distribution se multiplient. Ces actifs, la sécurité énergétique et la résilience sont d’autant plus menacés par des temps violents et des incendies de forêt. L’adaptation climatique représente un défi de plus pour le service public qui doit jongler avec des priorités concurrentes et un budget limité.
L’organisme de réglementation doit tenir compte de ces priorités et être disposé à orienter le service public qui réalise des compromis lorsqu’il investit dans l’adaptation climatique. Les risques commerciaux liés à la fiabilité, aux demandes d’indemnisation, aux primes d’assurance et à l’abordabilité diminuent lorsque l’adaptation climatique devient une priorité.
\ Ces dernières années, tant la population que les réseaux électriques du pays ont ressenti les effets d’incendies de forêt, d’ouragans, de canicules et de tempêtes. Les phénomènes météorologiques extrêmes ont augmenté d’environ 4,5 % par année. xxii
\ Les services publics canadiens réservent une plus grande proportion de leurs dépenses d’immobilisations au renforcement des réseaux contre les temps violents.
\ Pour réduire l’exposition des services publics au risque climatique, il faut adopter des pratiques de gestion modernisées tout en investissant davantage dans les systèmes et les actifs qui assurent la fiabilité en cas de temps violent.
\ Les stratégies d’adaptation proactives ont fait leurs preuves comme moyen de réduire les coûts d’entretien et de renouvellement des infrastructures publiques. xxiii
Les avantages et les coûts de l’adaptation climatique doivent aussi être quantifiés afin que le service public et l’organisme de réglementation sachent à combien se chiffre la valeur de ces investissements. Quantifier le risque et le rendement des investissements dans la résilience aide à guider les dépenses et à accélérer les évaluations des organismes de réglementation. Le coût des pertes catastrophiques assurables a beaucoup augmenté ces 15 dernières années.xxiv Des initiatives gouvernementales visent à réduire les répercussions de temps violents et d’incendies de forêt, mais le service public doit continuer d’investir pour assurer un service fiable malgré le mauvais temps. L’organisme de réglementation peut mettre en place des stratégies et utiliser des outils pour aider le service public à gérer ce risque d’investissement et à réduire les effets du risque climatique dans son ensemble. Incendies de forêt
De plus en plus, les incendies de forêt mettent au défi nos systèmes de transport et de distribution d’électricité. Au Canada, la saison des incendies de forêt se prolonge et les incendies sont de plus en plus difficiles à confiner. Les pannes d’électricité qu’ils causent menacent grandement la sécurité énergétique. Le service public qui est proactif pourra mieux prévenir l’allumage d’incendies et empêcher ses actifs d’être endommagés ou détruits. Cependant, il faut investir dans la résilience pour garantir ce degré de protection. xxv
Lorsqu’ils planifient un système, le service public et l’organisme de réglementation se souviendront que la fiabilité énergétique doit résister au risque d’incendies croissant. Autrement, le système énergétique devient moins abordable et moins fiable.
Selon la stratégie de Ressources naturelles Canada pour les incendies de forêt, il incombe à toute la société d’atténuer le risque que posent ces incendies. xxvi
La stratégie fédérale fait valoir l’importance de moderniser les structures administratives de la gestion des incendies de forêt. L’organisme de réglementation a un grand rôle à jouer à cet égard. Il doit comprendre que le service public saura gérer le risque en investissant davantage dans divers actifs et stratégies. La gestion du risque d’incendies de forêt doit
faire partie intégrante de la gestion des actifs du service public, compte tenu des effets des risques internes et externes. Les services publics se mobilisent pour cet objectif afin de bien surveiller, entretenir et améliorer leurs infrastructures.
Tempêtes violentes et inondations
Les tempêtes violentes et les fortes inondations mettent au défi le système électrique canadien en provoquant des interruptions de service, en endommageant des infrastructures et en poussant à l’extrême les services d’intervention en cas d’urgence. Des vents forts, des tempêtes de verglas, de fortes chutes de neige et des pluies abondantes entraînent des pannes sur de grands territoires et endommagent sérieusement les lignes, les poteaux, les transformateurs et les postes électriques. En milieu rural ou éloigné, les pannes durent plus longtemps parce que les équipes sur le terrain ont de la difficulté à s’y rendre. En milieu urbain, des pannes en cascade peuvent se produire parce que le réseau électrique dessert plusieurs secteurs qui sont branchés les uns aux autres. Ces pannes causent d’importantes pertes économiques, mettent en jeu la sécurité publique et entravent le fonctionnement des services publics. Ceux-ci doivent mobiliser des équipes sur le terrain, gérer la stabilité du réseau électrique et communiquer efficacement avec les consommateurs. Le coût des dommages occasionnés dépasse souvent les sommes de rétablissement accordées aux services publics lorsque leurs demandes d’établissement de tarifs sont approuvées. De plus, le service public ressent de plusieurs manières les pannes d’origine climatique, car les montants investis pour assurer la résilience du réseau sont difficiles à récupérer.
Le passage de l’ouragan Fiona en Nouvelle-Écosse
L’ouragan Fiona a endommagé les actifs et les équipements de Nova Scotia Power à hauteur de 35 millions de dollars. Le montant est plus de trois fois supérieur aux sommes reçues par la base tarifaire pour le rétablissement après une tempête. Nova Scotia Power récupérera la différence sur dix ans, mais certains se sont demandé si l’entreprise a su atténuer les coûts de rétablissement. Des acteurs politiques ont invité le conseil à réfléchir judicieusement à ces interrogations. Ces interventions politiques exacerbent le risque d’investir dans la résilience du réseau.
Évaluation et recouvrement des coûts
Évaluations de la valeur
Les évaluations de la valeur sont particulièrement utiles dans le contexte de l’adaptation climatique parce qu’elles aident à prioriser les investissements dans une infrastructure résiliente au climat selon les domaines les plus cruciaux pour l’économie. Le service public peut utiliser la valeur de la charge perdue, ou une évaluation semblable de la valeur des pannes pour le client, afin d’évaluer la rentabilité de stratégies d’adaptation climatique comme l’enfouissement de lignes électriques, le renforcement des infrastructures du réseau ou l’amélioration de la gestion de la végétation. La valeur de la charge perdue peut être intégrée à l’étude de rentabilité et servir d’outil informel pour préparer une demande d’autorisation de tarification et planifier les investissements. Les paramètres de planification et d’investissement du service public doivent évoluer en fonction du risque climatique, de la valeur des interruptions de service et de la volonté de payer du client.
Des provinces incorporent l’évaluation de la charge perdue à leur évaluation des coûts, tandis que d’autres évaluent la fiabilité à l’aide de cadres plus officiels. Ainsi, la Commission de l’énergie de l’Ontario mène actuellement le Projet d’évaluation de la vulnérabilité et de renforcement du réseau afin d’élaborer une méthodologie d’évaluation de la charge perdue pour planifier les réseaux de distribution. xxvii
La valeur de la charge perdue est une mesure clé pour évaluer la résilience climatique et le coût d’interruption de service. Elle quantifie le coût socio-économique des pannes d’électricité. Elle exprime la valeur que le client accorde à une alimentation électrique ininterrompue et aide le fournisseur de services et l’organisme de réglementation à composer avec les incertitudes entourant l’abordabilité tout en continuant d’investir dans la fiabilité.
De plus, le Nova Scotia Utility and Review Board a énuméré les avantages d’évaluer la charge perdue par catégorie de clients avant de décider d’investir dans la fiabilité pour renforcer la résilience du réseau électrique.xxviii Ces outils d’évaluation apportent de la certitude au moment d’investir dans l’infrastructure pour tenter de soustraire les actifs du service public au risque climatique.
Assurances, investissements et recouvrement des coûts
Les provinces et les territoires procèdent différemment lorsqu’ils investissent dans la fiabilité et recouvrent les coûts de dommages d’origine climatique. Les exploitants de systèmes de transport et de distribution ont investi dans la gestion de leur système et de leurs actifs. Ils peuvent ainsi assurer un degré élevé de fiabilité. Cependant, les organismes de réglementation se demandent si ces investissements sont trop élevés, car l’abordabilité est de plus en plus problématique et la situation politique et les politiques publiques influent davantage sur les perspectives d’investissement des services publics.
En effet, le service public peine à trouver le juste équilibre entre fiabilité et abordabilité. Le fournisseur de services sait que sa clientèle a des ressources limitées, mais il est aussi conscient qu’investir moins dans la fiabilité comporte des risques à long terme. La plupart des administrations prélèvent auprès de leur base tarifaire des frais d’intervention en cas de mauvais temps ou d’incendie de forêt. Cependant, le nombre de phénomènes extrêmes survenus ces dernières années montre que ces revenus sont maintenant insuffisants. Pour combler l’écart tout en s’assurant qu’il n’y a pas de trop-plein dans les comptes de prévoyance en temps d’accalmie, on peut recourir à des mécanismes comme des tarifs variables pour recouvrer les coûts des interventions. Pour atténuer de façon durable le risque que posent les menaces climatiques, il faut investir continuellement dans la fiabilité du réseau. Ainsi, on peut éviter de recouvrer les coûts d’intervention lorsque d’importants dommages ont été causés par des temps violents ou des incendies de forêt, moment où le client se soucie davantage de l’abordabilité de son électricité.
Fonds de secours et comptes de report : Le gouvernement et l’organisme de réglementation provinciaux peuvent permettre au service public de déposer des sommes de prévoyance dans des fonds et des comptes en vue de dommages causés par des temps violents ou des incendies de forêt. Le gouvernement peut verser des fonds dans ces comptes pendant une période fixe, après quoi le service public peut demander d’être dédommagé des coûts de remplacement des actifs détruits. Le financement peut aussi être inclus dans sa base tarifaire, selon le coût estimé des dommages.
Mesures réglementaires pour réduire le risque d’investissement dans l’adaptation climatique
Soutenir la résilience par des priorités d’investissement stratégique à long terme
Recommandations :
\ S’assurer que les dépenses de gestion climatique pour les actifs et l’exploitation sont suffisantes : Il est essentiel d’investir dans la résilience pour que le service public soit moins touché par le risque climatique croissant. Renforcer le réseau permet au fournisseur de services de mieux gérer les tempêtes, les inondations et les incendies de forêt. L’organisme de réglementation doit être disposé à autoriser une hausse des dépenses dans les actifs et la gestion climatique opérationnelle.
\ Résoudre les problèmes d’abordabilité en évaluant le risque à long terme : Les investissements dans le renforcement du réseau doivent être modérés par l’abordabilité, mais sans que des pressions immédiates nous fassent perdre de vue leur importance. Le consommateur doit comprendre qu’investir suffisamment dans la fiabilité est dans son intérêt. L’organisme de réglementation doit donc peser l’abordabilité contre le risque à long terme.
Appuyer suffisamment de mesures de récupération des coûts
Recommandations :
\ Établir suffisamment de fonds de recouvrement climatiques selon des plans climatiques visionnaires : En cas de dommages climatiques, le service public doit rétablir le service dès que possible, mais il doit disposer des fonds nécessaires pour le faire. À plusieurs endroits au pays, les fonds d’intervention climatique sont intégrés dans la base tarifaire, mais ils suffisent rarement à couvrir tous les coûts des dommages. Il est essentiel d’établir à l’avenir des fonds de rétablissement suffisants pour réduire le risque commercial que court le service public ayant subi d’importants dommages.
\ Approuver efficacement les dépassements de coûts climatiques à intégrer dans la base tarifaire : Le service public qui tente de rétablir l’électricité après un temps violent doit souvent dépenser plus que les fonds de prévoyance dont il dispose. Pour assurer sa viabilité, il doit recouvrer le coût total des dommages. Il doit être facile de faire approuver les excédents de coûts, sans pression externe indue. Le service public a besoin de savoir qu’il pourra recouvrer efficacement ses coûts pour être en mesure de rétablir le service.
Utiliser des cadres d’évaluation et de gestion qui promeuvent des investissements fondés sur des données
Recommandations :
\ Mettre en place un cadre de la valeur de la charge perdue comme outil pour justifier les dépenses : Investir dans la résilience et renforcer le réseau ont ceci de difficile qu’on ne sait pas quand les investissements auront des rendements décroissants pour la réduction du risque. Le fournisseur de services pourra évaluer correctement la rentabilité d’investissements accrus dans la résilience du réseau s’il dispose de paramètres stables qui ne dépendent pas de demandes formelles d’augmentation des tarifs.
\ Mettre en place des plans de gestion de l’adaptation climatique uniformes pour le secteur : Cela permet de rallier le secteur autour de l’échange d’information et de pratiques exemplaires. Plus le service public disposera de données fiables, de cadres d’évaluation utiles et de pratiques de gestion éprouvées, moins il y aura d’incertitude et de risque au moment d’investir dans l’adaptation climatique.
Conclusion
Les services publics et les organismes de réglementation doivent tenir compte de la croissance de la charge, de la modernisation du réseau et de l’adaptation climatique lorsqu’ils décident d’investir. Les risques augmentent face à une croissance de la charge propulsée par l’électrification des domiciles, des transports et de l’industrie, source d’incertitude dans les prévisions et la planification. La modernisation du réseau complexifie les choses parce que le service public doit intégrer des technologies et des opérations de pointe à des systèmes déjà en place. De plus, le risque climatique accru se répercute sur le risque d’investissement, vu que les temps violents, les incendies de forêt et les inondations exigent qu’on investisse dans les infrastructures et font monter les coûts d’exploitation. Le service public est assujetti à des politiques et doit assurer une électricité abordable, tout en étant encouragé à investir fortement dans le réseau. Trouver le juste équilibre est pour lui une source d’inquiétude tandis qu’il tâche de s’adapter à un paysage énergétique changeant.
Les organismes de réglementation peuvent rendre l’investissement dans les infrastructures plus avantageux pour les clients en intégrant les politiques et en réformant la réglementation. Les investissements se planifient avec plus de certitude grâce à des comptes d’écart, au recouvrement des coûts en milieu de projet et à un cadre clair pour les évaluations de la rentabilité. De plus, les laboratoires de réglementation et les fonds d’innovation peuvent sécuriser les dépenses d’innovation, tandis que des cadres d’évaluation normalisés pour les investissements dans la modernisation apportent clarté et uniformité aux décisions d’investissement.
Intégrer les répercussions des politiques et les décisions de réglementation permet d’harmoniser les exigences des gouvernements et les investissements des services publics. De solides stratégies d’adaptation climatique, comme les cadres d’évaluation de la charge perdue et les mécanismes de recouvrement suffisant des coûts, sont essentielles pour protéger les infrastructures des perturbations d’ordre climatique. Ces innovations de la réglementation peuvent créer un système plus adaptable et financièrement durable pour les services publics qui tentent d’évoluer avec le paysage énergétique canadien. Ils sécurisent les investissements et offrent une meilleure valeur au client.
Notes de fin de document
i La demande finale d’énergie, Régie de l’énergie du Canada (graphique créé par Électricité Canada)
ii Prévisions à jour de la demande, SIERE, 2024
iii Aperçu à long terme, AESO,2024
iv Communiqué de presse d’Hydro-Québec, 2024
v Powering Our Future : BC’s Clean Energy Strategy, gouvernement de la Colombie-Britannique, 2024
vi Prévisions à jour de la demande, SIERE, 2024
vii Aperçu à long terme, AESO,2024
viii Plan d’énergie abordable du Manitoba, gouvernement du Manitoba, 2024
ix Carte des centres de données, avril 2025
x « AI-powered data centres to push Ontario’s energy demand to new heights », The Trillium, 2024
xi Aperçu du marché : Le développement de l’intelligence artificielle contribue considérablement à l’augmentation constante de la demande d’énergie des centres de données, Régie canadienne de l’énergie, 2024
xii Loi modifiant la Loi sur l’électricité, gouvernement du Nouveau-Brunswick, 2023
xiii Projet de loi 69 : une nouvelle ère pour le secteur de l’énergie au Québec, BLG, 2024
xiv Waves of Change, Indigenous Clean Energy, 2022
xv Surmonter les obstacles aux investissements des distributeurs dans la modernisation du réseau d’électricité, Guidehouse Canada pour Ressources naturelles Canada, 2020
xvi Solving Grid-Lock, Electricity Distributors Association, 2024
xvii Plan d’énergie abordable du Manitoba, gouvernement du Manitoba, 2024
xviii Back to Bonright, Électricité Canada, 2023
xix Benefit-Cost Analysis Framework for Addressing Electricity System Needs, Ontario Energy Board, 2023
xx Benefit-Cost Analysis for Utility-Facing Grid Modernization Investments: Trends, Challenges, and Considerations, Département de l’énergie des États-Unis, 2021
xxi Décision de la Commission de l’énergie de l’Ontario sur le fonds d’innovation proposé par Toronto Hydro, 2024
xxii « Toujours en service », Électricité Canada, 2024
xxiii « ICIP : rapport de synthèse – Estimation des impacts budgétaires des dangers liés au changement climatique pour l’infrastructure publique de l’Ontario », Bureau de la responsabilité financière de l’Ontario, 2023
xxiv Intégrer le changement climatique et les risques dans les investissements, Centre Intact d’adaptation au climat, 2023
xxv Incendies de forêt d’une ampleur record au Canada en 2023 : un réveil brûlant, Ressources naturelles Canada, 2023
xxvi « Cadre d’intervention des incendies de forêt », Électricité Canada,
xxvii Feux de forêt, Ressources naturelles Canada, avril 2024
xxviii Projet d’évaluation de la vulnérabilité et de renforcement du système, Commission de l’énergie de l’Ontario, 2024
