actualités - Stikeman Elliott LLP

ACTUALITÉS
DROIT DE L'ÉNERGIE
NOVEMBRE 2007
L’IPSP met en relief la nécessité d’une
rationalisation du cadre réglementaire
1
Le 29 août 2007, l’Office de l’électricité de l’Ontario a déposé son plan pour
le réseau d’électricité intégré auprès de la Commission de l’énergie de l’Ontario.
L’une des questions soulevées est la nécessité de rationaliser les processus
d’approbation réglementaire en ce qui concerne les importants projets d’énergie.
L’intérêt à l’égard d’un marché des droits d’émission
est à son plus haut point alors que le Canada s’apprête
à combattre le changement climatique
3
Au Canada, l’idée que la réglementation du carbone est inévitable et,
en outre, que les politiques à venir portant sur les changements climatiques
comprendront des mécanismes axés sur le marché comme l’échange de droits
d’émission, semble faire de plus en plus consensus.
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Faits récents concernant les nouvelles technologies
d’énergie renouvelable
TORONTO
5
L’actualité au Canada en ce qui concerne quatre technologies d’énergie
renouvelables : l’éthanol, l’énergie solaire, l’énergie marémotrice et l’énergie
géothermique.
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Notre associé Jim Harbell, du groupe du droit de l’énergie, a prononcé
une allocution intitulée « Progress report on the IPSP (Integrated Power
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Producers of Ontario, à Toronto. Stikeman Elliott est un fier commanditaire
de l’APPrO 2007.
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L’IPSP met en relief la nécessité d’une
rationalisation du cadre réglementaire
Par Glenn Zacher [[email protected]]
dernière tentative de la province d’élaborer un plan
d’électricité intégré, soit le Demand Supply Plan
(DSP) de Ontario Hydro a été retiré en 1993, plus
de trois ans après son dépôt et avant même son
approbation. Comme l’a indiqué l’OÉO à l’actuel
gouvernement, le retrait du DSP avant que le
processus d’examen ne soit mené à terme était en
partie « attribuable à la portée sans cesse
croissante du processus d’approbation à mesure
qu’il avançait et au fait qu’il n’était pas clair si ce
processus viendrait à terme avant que le plan à
l’étude n’ait besoin d’être revu étant donné le laps
de temps écoulé ».
Le 29 août 2007, l’Office de l’électricité de
l’Ontario (OÉO) a déposé son plan pour le réseau
d’électricité intégré (IPSP) auprès de la Commission
de l’énergie de l’Ontario (CÉO). L’IPSP est mandaté
en vertu de la Loi sur l’électricité de l’Ontario qui
impose à l’OÉO d’élaborer un plan sur 20 ans afin
d’aider, par l’intermédiaire d’une gestion efficace de
l’approvisionnement, du transport, de la capacité et
de la demande à l’égard de l’électricité, le
gouvernement provincial à atteindre les buts qu’il
s’est fixé dans sa directive en matière de
combinaison de sources d’approvisionnement
(« Supply Mix Directive ») (la « directive ») du
13 juin 2006. La directive, fondée elle-même sur
les recommandations de l’OÉO, impose à ce dernier
d’élaborer un plan qui réduise la demande de
pointe par la conservation, augmente l’utilisation
par l’Ontario de l’énergie renouvelable, préconise
l’énergie nucléaire pour combler les besoins de
charge minimale, continue à favoriser le recours au
gaz naturel aux heures de pointe et aux
applications à efficacité ou à valeur élevée, prévoie
le remplacement de la production alimentée au
charbon et renforce le système de transmission afin
d’atteindre ces objectifs en matière de combinaison
de sources d’approvisionnement.
L’IPSP et l’actuel processus d’examen de la CÉO
sont de par leur nature même d’une portée plus
restreinte que le DSP et son processus d’examen
connexe. La directive retire à l’IPSP les décisions en
matière de politiques et les pouvoirs d’examen de la
CÉO veillent à ce que le plan respecte la directive et
soit raisonnable et rentable sur le plan économique.
Cela dit, les défis en matière de mise en œuvre du
plan ne seront pas négligeables. L’IPSP est un plan
de 60 milliards de dollars, notamment environ
46 milliards de dollars pour la production
d’énergie nouvelle et 4 milliards de dollars pour
l’agrandissement du réseau de transmission. À la
suite de l’approbation de l’IPSP, les promoteurs de
production d’énergie devront soumettre leur projet
à des examens à l’échelle locale concernant
l’utilisation des terres et les emplacements ainsi
qu’à des processus d’examen environnemental
préalable. De plus, l’une des principales
caractéristiques du plan, soit de permettre
l’élaboration de ressources d’énergie renouvelable,
dont de nombreuses sont situées dans des régions
éloignées du Nord de l’Ontario, dépendra de
nouvelles et importantes améliorations au réseau de
transmission. Les promoteurs de nouveaux projets
L’OÉO est tenu de mettre à jour le plan tous les
trois ans et de le déposer auprès de la CÉO.
La CÉO quant à elle est tenue de revoir le plan afin
de s’assurer qu’il respecte la directive et est
raisonnable et rentable sur le plan économique. La
CÉO a indiqué que l’examen de son IPSP initial lui
prendrait environ une année.
L’une des questions que soulève l’IPSP est la
nécessité
de
rationaliser
les
processus
d’approbation réglementaire en ce qui concerne les
importants projets d’énergie. En particulier, la
STIKEMAN ELLIOTT S.E.N.C.R.L., s.r.l. : ACTUALITÉS – DROIT DE L'ÉNERGIE, NOVEMBRE 2007
1
de transmission devront soumettre leur proposition
aux examens réglementaires nécessaires, en
particulier un examen économique par la CÉO ainsi
qu’un examen environnemental par le Tribunal de
l’environnement.
réglementation que présente la mise en œuvre de
l’IPSP. Les perspectives de l’OÉO sont exposées
dans les pièces à l’appui de l’IPSP et, plus
récemment, ont été exprimées par le chef de la
direction de l’OÉO, M. Jan Carr. M. Carr a
indiqué qu’il est dans l’intérêt du public « qu’on
établisse un processus d’approbation réglementaire
pouvant rendre des décisions dans des délais
raisonnables [traduction] » et l’OÉO recommande
que les processus d’approbation sur les plans
économique et environnemental pour les projets de
transmission importants « soient regroupés en un
seul et même organisme [traduction] ».
Ces défis relatifs à la mise en œuvre de l’IPSP ont
entraîné une nouvelle vague de demandes de
réforme de la réglementation. Bien des
intervenants que l’OÉO a consultés dans
l’élaboration de l’IPSP ont indiqué les risques et les
délais en matière d’approbation réglementaire qui
pourraient
être
les
principales
pierres
d’achoppement du plan. Ces derniers mois, des
leaders de l’industrie ont exprimé les mêmes
inquiétudes et ont demandé au gouvernement de
rationaliser
les
processus
d’approbation
réglementaire en ce qui concerne les gros projets
d’énergie. L’OÉO lui-même a recommandé des
modifications afin de relever les défis en matière de
Ce débat devrait se poursuivre au cours de la
prochaine année et il sera intéressant de voir si
l’IPSP peut, en plus d’aider la province à atteindre
ses objectifs en matière d’approvisionnement et de
combinaison de sources, susciter une réforme
positive du cadre réglementaire. ■
STIKEMAN ELLIOTT S.E.N.C.R.L., s.r.l. : ACTUALITÉS – DROIT DE L'ÉNERGIE, NOVEMBRE 2007
2
L’intérêt à l’égard d’un marché des droits
d’émission est à son plus haut point alors
que le Canada s’apprête à combattre le
changement climatique
Par Harold Andersen [[email protected]] et Kirsten Iler [[email protected]]
plus, le premier ministre de la C.-B. a annoncé que
sa province deviendrait bientôt la première
province à imposer des plafonds obligatoires aux
émissions de GES, y compris une réduction d’un
tiers d’ici 2020. La C.-B. a également signé
récemment la Climate Action Charter aux termes
de laquelle la province, l’union des municipalités
de la C.-B. et plus de soixante gouvernements
locaux se sont engagés à devenir neutre en carbone
d’ici 2012.
Au Canada, l’idée que la réglementation du
carbone est inévitable et, en outre, que les
politiques à venir portant sur les changements
climatiques comprendront des mécanismes axés
sur le marché comme l’échange de droits
d’émission, semble faire de plus en plus consensus.
Au début d’octobre, le Conseil canadien des chefs
d’entreprise a publié une déclaration décrivant les
changements climatiques comme étant la question
d’actualité la plus urgente et demandant des gestes
agressifs et des réductions absolues des émissions.
Les chefs d’entreprise ont également reconnu
qu’une réglementation gouvernementale, visant
notamment la création d’un marché pour les droits
d’émission, les investissements dans la technologie
et l’imposition d’une taxe environnementale, serait
nécessaire afin de réduire les émissions de gaz à
effet de serre (les « GES »).
L’Alberta a maintenant son propre régime de
réduction des émissions de GES, entré en vigueur le
1er juillet 2007. Ce régime n’impose pas de
plafond ferme aux émissions. Plutôt, l’intensité des
émissions de GES (par unité de production) doit
être diminuée pour atteindre 50 % des niveaux de
1990 d’ici le 31 décembre 2020. Pour ce faire, le
régime impose des obligations de réduction des
émissions annuelles aux grandes entreprises
émettrices (les installations dont les émissions
annuelles de GES dépassent 100 000 tonnes
de carbone) et prévoit trois façons de respecter
les obligations de réduction : (1) améliorer
l’efficacité de l’installation et réaliser des
réductions réelles des émissions; (2) se procurer
des crédits qui coûtent 15 $ la tonne, versés dans
le fonds albertain de technologie pour les
changements climatiques; (3) se procurer et
employer des crédits d’émission de projets
albertains vérifiés. Le cadre réglementaire de
vérification des crédits et des échanges de crédits
est encore en développement. Ce régime impose
également certaines obligations d’information.
Les grandes entreprises émettrices ont jusqu’au
Bien que le Québec ait récemment mis en place une
taxe sur le carbone visant l’essence, d’autres
provinces canadiennes choisissent des approches
axées sur le marché. L’Ontario est en faveur d’un
système national de plafonnement et d’échange de
crédits sur les émissions de GES (un marché des
crédits compensatoires pour les émissions dans le
cadre duquel les crédits compensatoires sont
strictement limités ou « plafonnés »). Elle a
également fait connaître son intérêt à participer à
la Western Climate Initiative (« WCI »), une
organisation étatique des États-Unis visant à sabrer
dans les GES au moyen d’outils axés sur le marché
comme un système de plafonnement et d’échange
de crédits. La Colombie-Britannique (la « C.-B. »)
et le Manitoba se sont déjà joints à la WCI. De
STIKEMAN ELLIOTT S.E.N.C.R.L., s.r.l. : ACTUALITÉS – DROIT DE L'ÉNERGIE, NOVEMBRE 2007
3
des États-Unis a publié un livre blanc présentant
des plans visant l’adoption d’une loi sur les
changements climatiques fondée sur un système
d’échange de droits d’émission. En outre, un
groupe composé des banques les plus importantes
du monde fait pression sur les États-Unis et
d’autres pays industrialisés afin qu’ils établissent
un système d’échange de droits d’émission
réglementé plutôt que d’imposer une taxe sur
le carbone. L’économiste en chef de Marchés
mondiaux CIBC, Jeff Rubin, a prédit dernièrement
que le prochain gouvernement américain adopterait
des politiques vertes qui comprendraient des
objectifs fermes de réduction des émissions et un
système d’échange de droits d’émission national.
M. Rubin a également prédit que le Canada
devrait suivre.
31 décembre 2007 pour établir le plancher
d’intensité de leurs émissions.
Annoncé en avril dernier, le projet de plan vert du
gouvernement canadien, s’il était mis en vigueur,
établirait le premier système d’échange de droits
d’émission sur marché, réglementé par le fédéral,
du Canada. Un système d’échanges intersociétés
national permettrait aux émetteurs visés par le
règlement d’acheter et de vendre des crédits
d’émission entre eux par l’entremise d’un modèle
d’échange de droits d’émission. À court terme, le
plan n’imposerait pas de plafond rigide sur les
émissions mais plutôt des cibles d’intensité ou des
niveaux. Le plan comprendrait également un
programme de crédits compensatoires permettant
aux émetteurs d’acheter des crédits pour leur
permettre d’atteindre leurs objectifs. L’Ontario a
récemment annoncé qu’elle aiderait à la
conception de protocoles à l’appui du programme
fédéral de crédits compensatoires.
Bien que les règlements canadiens dans ce domaine
demeurent disparates, à la lumière de l’intérêt
grandissant à l’égard de l’échange des droits
d’émission, il semble probable que l’échange des
droits d’émission constituera un élément clé des
lois sur les changements climatiques adoptées à
l’avenir au Canada. ■
Ces faits nouveaux au Canada découlent de faits
nouveaux semblables survenant aux États-Unis.
Au début d’octobre, la Chambre des représentants
STIKEMAN ELLIOTT S.E.N.C.R.L., s.r.l. : ACTUALITÉS – DROIT DE L'ÉNERGIE, NOVEMBRE 2007
4
Faits récents concernant les nouvelles
technologies d’énergie renouvelable
L’obligation d’ajouter du « carburant renouvelable » dans l’essence
stimule la demande et la production d’éthanol
Rajah Lehall [[email protected]]
ou des projets de lois qui imposeront un contenu
minimum en éthanol aux producteurs de carburant.
Ainsi le règlement de l’Ontario 535/05 promulgué
en 2007 impose un contenu moyen en éthanol de
5 % dans l’essence, mesure qui devrait équivaloir à
l’élimination de 200 000 véhicules. L’Ontario
compte appliquer ce règlement au moyen d’un
système d’échange de crédits dans le cadre duquel les
vendeurs de gros utilisant plus de 5 % acquerront
des crédits qu’ils vendront aux sociétés qui optent
pour un mélange à moins de 5 %. Pour répondre à
cette demande d’éthanol, l’Integrated Grain
Processors Co-operative construit une usine de
production d’éthanol de 140 millions de dollars à
Aylmer en Ontario et Husky Oil construit une
deuxième usine de production d’éthanol à
Minnedosa, au Manitoba, qui devrait être terminée
à la fin 2007. ■
En 2006, le fédéral a annoncé qu’il imposerait aux
producteurs et importateurs de carburant l’obligation
d’introduire
en
moyenne
chaque
année
5 % de carburant renouvelable dans l’essence
produite ou importée à partir de 2010. L’expression
« carburant renouvelable » est très générale et
désigne divers carburants produits à partir de
ressources renouvelables comme les cultures agricoles
et autres matières organiques. Par exemple, un
carburant renouvelable comme l’éthanol contient 35
pour cent d’oxygène de sorte que, lorsqu’on le
mélange à l’essence ordinaire, la combustion du
carburant est plus complète, ce qui réduit les émissions
nocives. Un projet de réglementation fédérale à ce
sujet devrait être publié à l’automne 2008.
L’Ontario, le Québec, la Saskatchewan et le
Manitoba sont parmi les provinces qui ont des lois
Les mesures incitatives de l’Ontario attirent les projets d’énergie solaire
Jim Harbell [[email protected]]
émettent, ce qui contribue à réduire les gaz à
effet de serre à l’échelle mondiale.
En Ontario, les projets d’énergie solaire PV ont
la cote. Même si les panneaux solaires sont déjà
utilisés dans les résidences de particuliers et les
établissements commerciaux depuis des années,
l’Ontario s’oriente maintenant vers des
applications commerciales à grande échelle.
Cette tendance fait suite au programme d’offre
standard qu’administre l’Office de l’électricité de
l’Ontario en vue d’encourager les projets
d’énergie solaire PV d’au plus 10 MW. On
favorise l’énergie solaire PV parce qu’elle est
abondante, renouvelable et écologique, elle
n’émet aucun bioxyde de carbone et peut
remplacer d’autres sources d’énergie qui, elles, en
Autrefois problématique, l’efficacité du système
d’énergie solaire PV, à la suite de progrès dans le
domaine, s’est améliorée et se situe à 20 % ou plus.
Ces systèmes constituent une excellente source de
distribution d’énergie puisqu’ils sont transportables
et peuvent être mis sur pied en régions rurales
ou éloignées.
Le programme d’offre standard verse 0,42 $ par
kWh. Ce prix plus élevé que pour les autres formes
de production d’énergie est attribuable aux
STIKEMAN ELLIOTT S.E.N.C.R.L., s.r.l. : ACTUALITÉS – DROIT DE L'ÉNERGIE, NOVEMBRE 2007
5
importantes dépenses en immobilisations par
kWh installé; toutefois, les avantages pour
l’environnement sont très nets. Les gros systèmes
d’énergie solaire PV peuvent être construits en
quelques mois sur des lieux, des sols ou des
immeubles orientés vers le sud et selon une
inclinaison d’environ 45 degrés.
annoncés. Ces annonces ont peut-être été suscitées
par la législation fiscale fédérale. Les cellules
solaires et le matériel connexe, à l’exclusion du
matériel de distribution électrique, peuvent donner
droit à la déduction pour amortissement accéléré.
Certaines dépenses liées aux projets d’énergie solaire
PV peuvent également être admissibles à titre de
frais liés aux énergies renouvelables et aux
économies d’énergie au Canada (FEREEC). Cette
dépense pourrait donc être transférée aux
actionnaires d’une société du domaine de l’énergie
solaire PV. ■
Plusieurs promoteurs d’énergie solaire PV
d’envergure mondiale ont maintenant pénétré le
marché ontarien et une série de projets d’énergie
solaire PV totalisant environ 100 MW ont été
Trois provinces étudient des projets d’énergie marémotrice
Rob Assal [[email protected]]
marines et d’autres facteurs, elle a élaboré un cadre
d’action qui fournit des directives aux promoteurs
de projet et, récemment, elle a publié une demande
de soumission de projet.1
Par rapport à d’autres formes d’énergie
renouvelable, l’énergie marémotrice au Canada en
est à ses premiers balbutiements. On s’intéresse
toutefois de plus en plus à cette forme d’énergie et
des centrales marémotrices sont actuellement
envisagées en Colombie-Britannique, en NouvelleÉcosse et au Nouveau-Brunswick.
En Colombie-Britannique, le ministère de l’énergie,
des mines et des ressources pétrolières ainsi que le
ministère de l’agriculture et du territoire ont publié
un document de travail décrivant les questions de
principe et les options de mise en œuvre concernant
la construction de centrales marémotrices sur des
terres publiques. Les ministères sont également en
train de rédiger une politique d’utilisation du sol
pour l’énergie marine afin de guider l’Integrated
Land Management Bureau2 ainsi que les
promoteurs de projet dans la procédure de
soumissions de projets d’énergie marémotrice.
Bien que les centrales marémotrices soient
généralement implantées dans des zones
extracôtières louées à long terme à l’État, chacune
des provinces susmentionnées a établi des
procédures d’évaluation et de proposition de projets
que doivent suivre les promoteurs avant d’entamer
des pourparlers concernant la location de zones. En
outre, alors que les baux visant les terres publiques
sont généralement régis par la législation
provinciale, les modalités et les procédures de
location de zones extracôtières sont établies dans les
politiques provinciales en matière d’énergie.
Bien que le gouvernement du Nouveau-Brunswick
ait sérieusement étudié les projets d’énergie
marémotrice, la concrétisation de tels projet est
actuellement en retard par rapport à la NouvelleÉcosse et à la Colombie-Britannique. La province
évalue actuellement des sites éventuels de projets
dans la Baie de Fundy et élabore une politique en
matière d’énergie marémotrice, qui devrait être
prête au printemps 2008. ■
La Nouvelle-Écosse est actuellement la seule
province dotée d’un projet d’énergie marémotrice
fonctionnel. Afin de favoriser d’autres initiatives
dans ce domaine, la province a financé une
évaluation environnementale stratégique visant à
déterminer l’incidence potentielle des projets
d’énergie marémotrice sur la flore et la faune
1 Une demande de soumission a été lancée le 9 août 2007.
2 Établi en 2005 afin de fournir des renseignements et des autorisations quant à l’utilisation des terres et ressources publiques.
STIKEMAN ELLIOTT S.E.N.C.R.L., s.r.l. : ACTUALITÉS – DROIT DE L'ÉNERGIE, NOVEMBRE 2007
6
Faits récents concernant l’énergie géothermique
Jamie Klein [[email protected]]
produire de l’énergie. À l’heure actuelle, une étude
de faisabilité est en cours concernant ce qui
pourrait devenir la première centrale géothermique
du Canada dans la région Meager Mountain/Pebble
Creek en Colombie-Britannique, (100-250 MW).
Principal producteur d’électricité géothermique du
monde, les États-Unis produisent en moyenne
16 milliards de kilowatt-heures d’énergie par
année. À l’heure actuelle, une soixantaine de
nouveaux projets d’énergie géothermique sont en
cours dans plus d’une douzaine d’États, ce qui
doublera la production actuelle d’énergie
géothermique. Il a récemment été estimé que
jusqu’à 20 % des besoins en électricité des ÉtatsUnis pourraient être comblés par des sources
d’énergie géothermique en 2030.
Dans la recherche de nouvelles sources d’énergie
propre, on s’intéresse maintenant à nouveau à
l’énergie géothermique au Canada. On peut mettre
sur pied deux types de systèmes d’énergie qui
exploite la chaleur de la Terre : les dispositifs
d’échange de température et les systèmes de
production d’énergie par turbine à vapeur.
Les dispositifs d’échange de température utilisent
les températures souterraines ou subaquatiques afin
de rafraîchir ou chauffer l’air et l’eau dans les
immeubles. Dans un système classique, une
thermopompe chauffe un bâtiment en hiver en
extrayant la chaleur du sous-sol et elle climatise en
été en envoyant la chaleur du bâtiment dans le sol.
Il existe actuellement plus de 30 000 installations
d’échange de chaleur géothermique au Canada
utilisées à des fins résidentielles, commerciales,
institutionnelles et industrielles.
Les projets d’énergie géothermique soulèveront des
questions juridiques très particulières qui exigeront
des conseils spécialisés dans divers domaines liés
notamment à l’énergie, à l’immobilier, à
l’aménagement municipal, aux sociétés et à la
structuration fiscale. ■
Les systèmes de production d’énergie par turbine à
vapeur utilisent la vapeur ou l’eau chaude sous la
croûte terrestre afin d’actionner des turbines et de
STIKEMAN ELLIOTT S.E.N.C.R.L., s.r.l. : ACTUALITÉS – DROIT DE L'ÉNERGIE, NOVEMBRE 2007
7
Pour obtenir de plus amples renseignements, veuillez communiquer avec votre représentant
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3
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Conférence sur l’énergie – Canada-États-Unis
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Notre associé Jim Harbell, du groupe du droit de l’énergie, a prononcé
une allocution intitulée « Progress report on the IPSP (Integrated Power
System Plan) » lors de la 19e conférence annuelle de l’Association of Power
Producers of Ontario, à Toronto. Stikeman Elliott est un fier commanditaire
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