Les contribuables devraient-ils financer l’innovation?

Introduction des rédacteurs

Les auteurs du présent article, James M. Coyne, Robert C. Yardley et Jessalyn Pryciak sont des consultants chez Concentric Energy Advisors Inc. Cet article est fondé sur un plus long rapport de recherche soutenu par l’Association canadienne du gaz et l’Association canadienne de l’électricité. Lorsque des articles sont financés par une organisation particulière, le journal a comme politique d’inviter un commentateur à en fournir une perspective neutre. Dans le présent cas, le commentateur et le professeur Adonis Yatchew de l’Université de Toronto, un auteur bien connu en économie de l’énergie et rédacteur en chef au Journal of Energy. Ses commentaires apparaissent après la conclusion à la fin du présent article.

Introduction

L’argument en faveur de l’innovation menée par les services publics et financée par les contribuables s’est consolidé au cours de la dernière décennie et est alimenté par une série de réalités énergétiques interdépendantes. Celles-ci comprennent le besoin d’employer la technologie pour intégrer d’importantes quantités de ressources énergétiques décentralisées (RED) en secteur de consommation, l’émergence de nouvelles technologies d’utilisation finale du gaz naturel et la reconnaissance par les gouvernements que les services publics peuvent jouer un rôle central dans l’atteinte des objectifs de politique publique en matière d’énergie et d’environnement qui requièrent des solutions novatrices. Ces facteurs ont pris racine au sein des régulateurs économiques mondiaux et le présent rapport conclut que la tendance s’étend au-delà de certains des précurseurs dans le domaine. La responsabilité de s’assurer que l’innovation prépare l’industrie de l’énergie à la réalisation du potentiel pour une énergie fiable, abordable et propre avec un plus grand choix de produits et des services pour le consommateur est partagée entre les services publics, les organismes de règlementation et les décideurs politiques.

Dans un rapport antérieur1, nous avons décrit les importants avantages que l’innovation en matière d’énergie apporte aux clients et à la société avec un rapport avantages-coûts dans les 2 à 5:1 pour plusieurs programmes. Le rapport fournissait un cadre pour l’évaluation de mécanismes de financement de rechange, principalement axés sur des options de financement gouvernemental (contribuable) et de services publics (client). Le financement gouvernemental est le plus approprié à la phase initiale de recherche et de développement à haut risque ou lorsqu’il y a d’importantes retombées qui découragent la prise de risques. Le financement par les clients de services publics est plus approprié lorsque les avantages reviennent en grande partie aux clients des services publics et que ces derniers sont dans une position unique pour mettre à l’essai les nouvelles technologies et nouveaux modèles opérationnels. Le rapport relevait de possibles obstacles à l’innovation dans les services publics et recommandait un modèle de financement par les clients de services publics qui assure une surveillance règlementaire active.

Deux mises à jour subséquentes (2015 et 2016) ont fait le point sur les tendances dans l’innovation financée par les services publics et fourni des exemples de projets récents. Ce rapport de 2018 porte plus particulièrement sur les programmes d’innovation financés par les clients et examine plus en profondeur les raisons pour lesquelles les organismes de règlementation dans huit territoires de compétence soutiennent l’innovation financée par les clients. Ceux-ci comprennent quatre territoires de compétence américains de premier plan (la Californie, New York, le Minnesota et le Massachusetts), deux provinces canadiennes (l’Ontario et la Colombie-Britannique) et deux territoires de compétence internationaux (la Grande-Bretagne et l’Australie). Nous avons combiné la recherche règlementaire avec des entrevues sur la règlementation et les politiques dans ces territoires de compétence afin d’obtenir une perspective du fonctionnement des programmes, ainsi que des indications sur les résultats obtenus à ce jour.

L’argument en faveur de l’innovation financée par les services publics

Il est de plus en plus accepté que de nouveaux modèles opérationnels devront être élaborés au moyen de technologies énergétiques et informatiques qui devront être développées et mises à l’essai avant d’être déployées à l’échelle. La modernisation de l’infrastructure réseau (pipelines et câbles) est un objectif explicite pour les services publics et les organismes de règlementation, pour les services de gaz et d’électricité. Des investissements futurs dans les réseaux sont conçus de façon à soutenir un marché en déploiement caractérisé par l’engagement de clients et de tierces parties dans le modèle opérationnel des services publics et la mise en œuvre de nouveaux produits et services pour les consommateurs. Les services publics peuvent soutenir ce marché en évolution au moyen de projets de démonstration financés à partir des tarifs payés par les contribuables qui mettent à l’essai les nouvelles technologies et modèles opérationnels. De façon générale, alors que l’innovation dans les technologies énergétiques et les moyens moins dispendieux de mener les activités traditionnelles des services publics continue de prendre de l’ampleur, une plus grande attention a été accordée au cours des dernières années à l’intégration des ressources énergétiques de pointe, aux nouveaux modèles opérationnels et à la sécurité des « données massives » qui facilitent cette transformation. Ces programmes atténuent les risques d’investissement pour les clients et les actionnaires et contribuent à l’établissement du bilan de rentabilité pour le développement à grande échelle de la technologie et l’adoption du marché. Le déploiement et les activités de démonstration de la technologie menés par les services publics auront d’importants avantages directs pour les clients en améliorant la façon dont leurs clients utilisent l’énergie, contrôlent leur utilisation de l’énergie et en tirent des avantages. Par ailleurs, on peut voir bon nombre de gouvernements nationaux et sous-nationaux élaborer de grands programmes de technologie et de financement. Le financement par les contribuables des services publics est un bon moyen d’optimiser des fonds.

Les organismes de règlementation ont un autre important objectif concernant l’innovation :
favoriser une transformation des cultures de services publics afin qu’ils deviennent des organisations d’apprentissage et d’innovation. Les « services publics du futur » pour l’électricité et le gaz naturel devront tirer profit des avancées dans la technologie énergétique, des données de masse, ainsi que du souhait des consommateurs d’être toujours plus consciencieux de leurs habitudes d’utilisation de l’énergie. Les organismes de règlementation citent également un souhait d’accroître la fiabilité et la résilience des services publics et d’en améliorer la performance environnementale.

L’organisme de règlementation du Royaume-Uni a conclu que ses premiers efforts en matière d’innovation, le Low Carbon Network Fund (fonds pour le réseau à faibles émissions de carbone – LCNF), qui visait à atteindre des objectifs agressifs de faibles émissions de carbone, ont démontré que la règlementation jouait un rôle essentiel pour promouvoir l’innovation dans les services publics et surmonter les obstacles existants pour les services publics. La Californie a longtemps été un adepte des projets de démonstration financés par les clients et poursuit dans cet effort. Les décideurs politiques de New York ont mis en place des programmes de recherche et de développement à plus long terme et demandé que l’organisme de règlementation adopte une perspective à plus long terme dans l’évaluation des plans d’entreprise décennaux dont les priorités peuvent être modifiées en cours de route à mesure qu’une nouvelle expérience est acquise. Le Minnesota a mis en œuvre un processus pour que les parties prenantes puissent contribuer à la conception de projets de démonstration avant qu’ils ne soient soumis à un examen par la commission règlementaire, améliorant ainsi les possibilités d’apprentissage pour toutes les parties.  Par exemple, AVANGRID procède à l’élaboration d’un projet de « communauté énergétique intelligente » de démonstration qui mettra à l’épreuve l’engagement des nouveaux clients et les modèles opérationnels après l’installation de capacités de comptage avancées pour plus de 10 000 clients à Ithaca (New York). L’Australie a soutenu l’innovation financée par les clients qui vise à réduire la demande de pointe alors que la croissance menace la fiabilité et exigera des investissements coûteux dans l’infrastructure. L’Ontario finance actuellement l’innovation par un agencement de programmes de financement par les clients, les actionnaires de services publics et les fournisseurs. Le ministère de l’Énergie a récemment publié un Plan énergétique à long terme de 2017 qui est plus intensément axé sur le rôle de l’innovation et les obstacles éventuels que présente la règlementation existante. La commission du Massachusetts a récemment manifesté son intention de financer des projets de démonstration, illustrant une volonté de donner suite à une politique établie en 2014 par une commission antérieure. En Colombie-Britannique, une ambitieuse politique provinciale d’énergie propre a donné la flexibilité nécessaire aux services publics de proposer – et à l’organisme de règlementation d’approuver – les projets d’innovation financés par les clients dans des domaines comme le gaz naturel renouvelable et le gaz naturel pour le transport. Ces projets sont vus comme des précurseurs au démarrage de nouvelles technologies et de nouvelles applications de ces technologies qui pourraient, au final, mener à des marchés concurrentiels à plus grande échelle.

Le tableau 1 énumère des programmes dans chacun de ces territoires de compétence pour lesquels les organismes de règlementation ont rendu une décision explicite selon quoi ils répondaient aux exigences d’un projet d’innovation ou de démonstration pour mériter un financement par les clients.

Tableau 1 : Résumé des programmes d’innovation

Organisme de règlementation/gouvernement Programme/ directive Lien au programme Date de début Niveau de financement (annuellement par client, $ US)
Ofgem Cadre RIIO : Network Innovation Allowance (NIA) et Network Innovation Competition (NIC) https://www.ofgem.gov.uk/network-regulation-riio-model 2013-2015* NIA : 1,13 $ NIC : 4,11 $ Électricité, 1,23 $ Gaz
California PUC (commission des services publics de la Californie) California Energy Systems for the 21st Century (CES-21) https://www.llnl.gov/sites/default/files/field/file/CES21.pdf Décembre 2012 0,87 $
California PUC (commission des services publics de la Californie) Electric Program Investment Charge (EPIC) http://www.energy.ca.gov/research/epic/ Mai 2012 13,61 $
New York PSC (commission des services publics de New York) et NYSERDA (autorité de recherche et développement en matière d’énergie de l’État de New York) Reforming the Energy Vision (REV) https://rev.ny.gov/

http://www.dps.ny.gov/REV/

Avril 2014 Financement NYSERDA : 4,69 $ Projet ConEd REV : 9,33 $
Minnesota PUC (commission des services publics du Minnesota) Renewable Development Fund https://www.xcelenergy.com/energy_portfolio/renewable_energy/renewable_development_fund 1994 9,12 $
Australian Energy Regulator (organismes de règlementation de l’énergie de l’Australie) Demand management incentive scheme and innovation allowance mechanism https://www.aer.gov.au/networks-pipelines/guidelines-schemes-models-reviews/demand-management-incentive-scheme-and-innovation-allowance-mechanism Décembre 2017 DMIA : 0,72 $ (hypothétique)
Massachusetts DPU (département des services publics du Massachusetts) Order requiring Grid Modernization Plan http://www.raabassociates.org/Articles/MA%20DPU%2012-76-B.pdf Juin 2014 Projets de démonstration Eversource : 14,12 $
Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) de l’Ontario Fonds de conservation http://www.ieso.ca/get-involved/funding-programs/conservation-fund/cf-overview 2005 Données insuffisantes

 

* Les dates de début varient s’il s’agit de gaz ou d’électricité et du transport ou de la distribution.

Les niveaux de financement pour l’innovation varient d’un territoire de compétence que nous avons examiné à l’autre. Les données les plus récentes sont résumées ci-dessous dans la figure 1. Ces programmes vont de 0,72 $ à 14,12 $ par client, soit une moyenne de 6,55 $. Bien que presque tous les décideurs politiques et organismes de règlementation disent tenir compte des coûts, ils tiennent également compte des avantages éventuels. Les défenseurs des droits des contribuables se sont dits préoccupés à savoir que les projets de démonstration devraient être suffisamment définis avec des avantages quantifiables pour soutenir de tels investissements2. Les gains pouvant découler de l’adaptation de nouvelles technologies et approches d’affaires à une industrie « en pleine maturité » sont vastes, et les études indiquent que les avantages éventuels des projets de recherche, développement et démonstration (RD et D) pour le consommateur l’emportent sur les coûts par des multiples allant jusqu’à 5:13.

Voir Figure 1 ci-dessous.

Figure 1 : Exemples de niveaux de financement de services publics, en $ US par client4

Notes :
AUS – DMIA : Australia Demand Management Innovation Allowance
CA CES-21 : California Energy Systems for the 21st Century
UK – NIA : Ofgem Network Innovation Allowance
UK – NIC Gas/Electric : Ofgem Gas/Electric Network Innovation Competition
MN RDF : Minnesota Renewable Development Fund
CA EPIC : California Electric Program Investment Charge
NY : New York State Energy Research & Development Authority et Con Edison
MA – Eversource : Projets du Eversource Grid Modernization Plan

 

Lorsqu’ils considèrent ces niveaux de financement, les décideurs politiques et les organismes de règlementation peuvent se demander : quel est le niveau optimal de financement, quels programmes sont les plus efficaces et quels facteurs déterminent si le financement doit être augmenté ou réduit? Il s’agit de questions importantes sans réponses faciles, mais notre recherche nous a permis de les éclaircir. Lorsque la politique énergétique entraîne un changement dans le statu quo, les niveaux de financement devraient être plus élevés afin de faciliter la transition, et des cibles comparables à celles de la Californie, de New York et du Massachusetts pourraient être appropriées. Compte tenu de la nature relativement nouvelle de l’innovation financée par les services publics, il est difficile d’en mesurer le succès, mais les programmes Ofgem semblent être à l’avant-garde, avec des avantages pour certains programmes estimés dans les 4,5 à 6,5 fois le niveau de financement. La théorie du choix des investissements stipule que tout investissement avec un rendement positif devrait être entrepris, compte tenu du risque et des coûts en capital, ce qui sous-entend qu’un financement de programme allant jusqu’à un rapport de rendement de 1:1 serait justifié. Même avec les budgets actuels, la Californie a estimé que son écart de financement des projets de RD et D s’élevait jusqu’à 670 millions de dollars par année. Tant que les avantages estimés continuent d’être supérieurs aux niveaux de financement, les décideurs politiques et les organismes de règlementation servent l’intérêt public.

De façon générale, ce rapport met en lumière la tendance vers un financement accru de projets d’innovation par les clients dans les secteurs du gaz naturel et de l’électricité et cite la justification utilisée par les décideurs politiques et les organismes de règlementation. Dans certains territoires de compétence, les changements sont apportés au moyen d’une combinaison de lois et de règlements. Les gains que peut rapporter l’innovation sont importants. Que ce soit pour éviter des investissements coûteux dans l’infrastructure ou pour aider les clients à économiser sur leurs factures en utilisant la technologie pour gérer leur utilisation d’énergie, les organismes de règlementation concluent que les avantages à court et à long termes justifient clairement les coûts des projets de démonstration.

Les sections suivantes décrivent les approches prises dans chaque territoire de compétence et leçons tirées de l’évaluation de ces programmes.

L’innovation de par le monde financée par les clients

1. Royaume-Uni

L’Organisme de règlementation de l’énergie du Royaume-Uni, l’Office of Gas and Electricity Markets (office des marchés du gaz et de l’électricité – Ofgem), a été un chef de file mondial dans la réforme règlementaire depuis l’établissement des agences qui l’ont précédé lorsque les marchés du gaz naturel et de l’électricité ont été privatisés dans les années 1980. Notamment, il a été l’un des premiers à adopter la règlementation axée sur les performances (RAP). La version la plus récente de ce modèle de revenus de services publics pluriannuel est le RIIO, représentant l’équation « Revenue = Incentives + Innovation + Outputs »
(revenu = mesure d’incitation + innovation + produits), qui a été appliquée aux distributeurs de gaz naturel et d’électricité en 2013 et en 2015, respectivement. Ce nouveau modèle résultait d’un examen « [email protected] » de la RAP, telle qu’elle est appliquée au R. U. Au cours de la même époque, Ofgem et les services publics du R. U. ont acquis de l’expérience avec le LCNF.

L’idée de récompenser les services publics en fonction de leur performance en tant qu’innovateurs est issue de la reconnaissance que le secteur de l’énergie était sur le point de subir d’importants changements et que les services publics devaient être en mesure de répondre aux demandes en constante évolution des clients et aux facteurs stratégiques5. Ofgem reconnaît que même dans le nouveau cadre de tarification fondé sur l’incitation, « les projets de recherche, de développement, d’essai et de démonstration – les premières phases du cycle d’innovation – sont de nature spéculative et produisent des rendements commerciaux incertains6 », et que même les « échecs » en fait de tentatives d’innovation pourraient donner des renseignements utiles7.

Ofgem a établi deux programmes distincts de financement de l’innovation afin de mettre en œuvre la composante d’innovation du RIIO : la Network Innovation Allowance (allocation à l’innovation des réseaux – NIA) et le Network Innovation Competition (concours d’innovation des réseaux – NIC). Ces deux programmes financent la recherche réalisée par les opérateurs de réseaux de distribution (ORD), qui facilitera la transition à une économie à faibles émissions de carbone, tout en permettant aux clients de réaliser des économies. Les clients payeront pour ces activités à même leurs factures d’énergie. La NIA sert à financer les plus petits projets d’innovation et consiste en une série d’allocations annuelles offertes aux opérateurs de réseaux. Le NIC est un concours annuel qui vise à financer des projets d’innovation sélectionnés et qui s’applique à des projets plus grands et plus complexes nécessitant une approbation.

Niveaux de financement

Pour la distribution d’électricité, Ofgem a exigé des services publics qu’ils définissent des stratégies d’innovation en fonction d’un financement de la NIA allant de 0,5 à 1 % de leurs revenus de base. Les projets de la NIA ne nécessitent pas d’approbations individuelles. Bien que les limites de financement soient propres aux sociétés, elles se sont généralement retrouvées entre 0,5 et 0,7 % pour les ORD d’électricité et de gaz naturel. La NIA dispose d’un budget annuel de 61 M£. En 2016, Ofgem a versé 44,6 M£ pour financer six projets dans le cadre du NIC. Ce financement est combiné aux contributions des sociétés et au financement externe, créant ainsi un total de 53,9 M£ (soit environ 75 et 90 G$ CA, respectivement). En 2016, le financement pour le NIC a été d’environ 3,05 £ par client du service d’électricité et 0.91 £ par client du service de gaz (4,11 $ US et 1,23 $ US, respectivement). Avec la réduction de 90 M£ et de 70 M£ dans le financement du NIC pour l’électricité, le financement futur sera d’environ 2,37 £ par client du service d’électricité (3,20 $ US)8.

Justification règlementaire et aperçu des programmes

Ofgem souligne que la relance de l’innovation a pour but de provoquer un changement culturel au sein des services publics9. Le financement de l’innovation est assuré par les clients parce qu’ils seront ceux qui bénéficieront des innovations10.

Le R. U. met l’accent sur l’innovation dans le but de créer un avenir à faibles émissions de carbone, tout en réduisant les coûts pour les clients des réseaux. Ofgem est doté d’un pouvoir important et n’a pas fait appel à des lois pour mettre en œuvre ses programmes d’innovation. L’expérience avec le LCNF, appuyée par un sondage dans un rapport d’évaluation indépendant préparé par le groupe-conseil Pöyry en octobre 2016, a démontré que la règlementation a un rôle essentiel à jouer dans la promotion de l’innovation dans les services publics et l’élimination des obstacles existants pour les ORD11. Les programmes de la NIA et du NIC ont poursuivi l’objectif qui vise à favoriser une culture plus novatrice au sein des sociétés des réseaux. Les décideurs politiques ont espoir que la culture novatrice sera utilisée pour résoudre les défis de l’industrie à mesure qu’ils se présenteront et offrir une valeur aux clients. Ofgem a apporté de légères modifications à la gouvernance au cours des dernières années, assurant une meilleure flexibilité aux ORD en raison d’une performance satisfaisante à ce jour12.

Le gouvernement du R. U., par l’intermédiaire d’Ofgem, a fait de l’innovation dans les services publics un objectif clé de son cadre de règlementation. L’organisme de règlementation souhaite favoriser un changement culturel au sein des services publics afin de créer un réseau électrique et gazier plus intelligent, décentralisé, renouvelable, efficace et diversifié au profit des clients. Le financement par les clients des services publics est utilisé en parallèle avec le cofinancement de fournisseurs indépendants. Les objectifs et la portée du programme du R. U. figurent parmi les plus ambitieux qui ont été examinés.

2. Californie

La Californie compte deux grands programmes qui financent les projets de RD et D dans le secteur de l’énergie. Le programme CES-21 est un effort de collaboration entre les trois grands services publics appartenant au secteur privé (SPASP) et Lawrence Livermore National Laboratories (LLNL) qui finance des investissements dans plusieurs domaines particuliers, se concentrant plus récemment sur les projets de cyber-sécurité et d’intégration au réseau. Le programme Electric Program Investment Charge (frais d’investissement dans les programmes d’électricité – EPIC) finance des investissements qui encouragent l’adoption de technologies propres. Les deux programmes sont examinés et approuvés par la California Public Utilities Commission (commission des services publics de la Californie – CPUC) et comptent sur le financement par les clients.

Niveaux de financement

Le financement offert par CES-21 en 2016 a été de 10,3 M$, répartis entre les quelque 11,9 millions de clients des trois SPASP, ce qui résulte en un niveau de financement de 0,87 $ par client. Le budget annuel d’EPIC de 162 M$ se traduit par un financement d’environ 13,61 $ par client.

Justification règlementaire et aperçu des programmes

La loi confère clairement à la CPUC le pouvoir d’approuver le financement de projets de RD et D par les services publics et établit une série de lignes directrices à prendre en considération. En l’absence d’une intention clairement exprimée par le législateur, la CPUC aurait pu avoir recours à des dispositions législatives d’« intérêt public » plus générales qui sont communes dans les lois sur les services publics. La commission a cité un poste consultatif suggérant que l’écart de financement des projets de RD et D de la Californie s’élevait jusqu’à 670 M$ par année13.

La Californie est un chef de file dans l’innovation financée par les clients. Le programme CES-21 de la Californie démontre qu’une loi habilitante peut atteindre deux objectifs :1) clarifier le pouvoir de l’organisme de règlementation d’approuver les dépenses de RD et D par les services publics et 2) établir les lignes directrices qu’un organisme de règlementation peut appliquer pour approuver des propositions particulières. Toutefois, il démontre également que les législatures peuvent changer leurs points de vue par la suite en ce qui concerne le montant et l’orientation des projets de RD et D. Dans le présent cas, la décision de réduire le financement du programme CES-21 semble avoir été causée par des préoccupations quant à la proportion du financement qui était utilisée pour couvrir les coûts administratifs.

3. New York

New York soutient les projets de RD et D financés par les clients dans les secteurs du gaz naturel et de l’électricité. On compte plusieurs catégories de financement. Le décret fondamental établissant la concurrence dans les secteurs de l’électricité et du gaz naturel à New York (décret 96-12) a imposé des frais avantages réseaux (FAR) incontournables aux clients pour financer la recherche et le développement ainsi que des investissements dans l’efficacité énergétique, des programmes pour les consommateurs à faibles revenus et la surveillance environnementale. La New York State Energy and Research Development Authority (autorité de recherche et développement en matière d’énergie de l’État de New York – NYSERDA) a été désignée en 1998 pour administrer les fonds du FAR. Auparavant, les services publics réalisaient des activités de recherche et de développement qui étaient approuvées par la New York Public Service Commission (commission des services publics de New York – NYPSC) et financées à même les factures de services publics des clients. Les services publics de New York continuent de demander et d’obtenir l’autorisation de réaliser les activités de R et D qui sont approuvées dans leurs demandes de tarification.

En 2000, la NYPSC a approuvé un supplément destiné à financer la R et D à moyen et à long termes par les sociétés locales de distribution (SLD) de gaz naturel appartenant au secteur privé en réponse à une décision de la Federal Energy Regulatory Commission (commission fédérale de règlementation de l’énergie) d’éliminer progressivement le soutien au Gas Research Institute (institut de recherche sur le gaz) au moyen d’un supplément sur les livraisons par pipeline entre États14. Les SLD de New York se sont engagées à travailler ensemble en vue de répondre à leurs besoins communs et d’éviter les chevauchements d’activités de recherche. La NYPSC s’en est remise à une recommandation des services consultatifs pour affecter les fonds aux activités de distribution et non aux activités en aval (c. à d. l’approvisionnement et le stockage) ou à l’amélioration des appareils d’utilisation finale qui étaient considérées des activités concurrentielles. Une annexe à la recommandation présente une liste des activités de distribution admissibles qui comprennent l’installation de canalisations, la réparation et l’entretien de canalisations, la modélisation des débits en conduite et les améliorations qui permettraient de réduire les impacts environnementaux liés à la fonction de distribution. Cet effort est devenu le Millenium Fund. Un groupe professionnel de l’industrie a estimé que le rapport avantages-coûts des projets de R et D pour le gaz était d’environ 3:1. Le Millenium Fund est toujours en place aujourd’hui.

Les programmes du Millennium Fund sont complétés par les programmes de R et D sur le gaz naturel propres aux services publics qui sont approuvés dans des demandes de tarification de SLD individuelles. Par exemple, Consolidated Edison a proposé le déploiement de technologies sans tranchée qui permettent aux sociétés de réparer les conduites de transport de gaz sans avoir à creuser une tranchée. Central Hudson a proposé de mettre à l’essai un concept de « solutions de rechange hors canalisations » comme moyen de répondre à la demande de pointe croissante sur les parties sous contrainte de leur réseau.

Le soutien de New York à l’innovation a connu une renaissance avec la procédure « Reforming the Energy vision » (réformer la vision de l’énergie – REV) qui a débuté en 2014. La RD et D financée par les clients est réalisée dans le cadre de deux mécanismes : (1) les projets de démonstration REV proposés à la suite du décret Track 1 au cours de la procédure REV et (2) les efforts de RD et D organisés et gérés par la NYSERDA et financés par le FAR.

Les projets de démonstration REV ont été déposés conformément aux lignes directrices établies dans le décret Track 1 du REV rendu le 26 février 2015. La procédure REV est l’initiative généralisée de New York pour optimiser l’innovation dans la technologie et les modèles opérationnels en vue d’intégrer des quantités importantes de « ressources énergétiques décentralisées » et ainsi d’améliorer la fiabilité et la résilience, tout en réduisant les émissions de carbone.

Niveaux de financement

Plafond sur le recouvrement des coûts de projets de démonstration REV de 0,5 % du total des besoins en revenus, ou 10 M$ par année.

Justification règlementaire et aperçu des programmes

La NYPSC a exprimé son soutien à l’innovation dans son premier paragraphe du décret Track 1 :

Le secteur de l’électricité est en période de grand changement. Le potentiel d’innovation de l’économie numérique n’a pas encore été introduit dans le réseau de distribution d’électricité. La technologie de l’information, les commandes électroniques, la production décentralisée et le stockage d’énergie évoluent plus rapidement que la capacité des services publics et des organismes de règlementation de les adopter, ou de s’adapter à ceux-ci. Parallèlement, les demandes d’électricité de l’économie numérique sont de plus en plus exprimées en termes de fiabilité, de choix, de valeur et de sécurité.

Les décideurs politiques se sont montrés particulièrement intéressés à démontrer que l’industrie pourrait faire la transition vers un nouveau modèle opérationnel sans qu’il n’y ait d’incidence néfaste sur la fiabilité. La NYSERDA reconnaît que la participation des services publics à la RD et D est essentielle à l’objectif ultime d’un déploiement des nouvelles technologies et des nouveaux modèles opérationnels au profit des clients qui financent la recherche par l’intermédiaire du FAR. Il y a une tension entre l’incertitude et le risque associés à la RD et D et les analyses des coûts-avantages que les organismes de règlementation appliquent habituellement aux investissements plus traditionnels dans les services publics. Les délais plus longs associés aux rendements de la RD et D posent également un défi alors que les organismes de règlementation sont généralement à la recherche d’avantages mesurables pour les clients ou l’environnement (p. ex. réduction d’une quantité spécifiée de carbone) au cours des cinq premières années. Bien que la NYSERDA soit un organisme d’État, son budget et ses activités sont assujettis à l’examen et à l’approbation de la NYPSC. Dans le cadre de l’examen du Clean Energy Fund (fonds pour l’énergie propre), la NYSERDA a reçu l’approbation d’appliquer un horizon de planification opérationnelle de dix ans à son portefeuille de programmes. La NYSERDA déposera des mises à jour annuelles par étape dans son portefeuille, adaptant les priorités en réponse aux développements dans la technologie et le marché et éliminant le financement des programmes qui ne semblent plus prometteurs. Ce plus vaste horizon cadre mieux avec le risque associé à la RD et D et assure une plus grande certitude et continuité alors que la NYPSC se familiarisera davantage avec l’approche de portefeuille de la NYSERDA.

L’approche de New York à l’égard de l’innovation exige que la NYPSC applique une perspective différente à son examen et sa surveillance de la RD et D que celle qu’elle applique à ses actions plus traditionnelles d’approbation. On demande à la commission d’adopter une approche de tolérance plus élevée au risque pour le compte des clients en raison de la croyance selon laquelle, à long terme, les clients bénéficieront de l’innovation et que sans le financement par les clients, il y aura un niveau non optimal de RD et D dans le segment des services publics règlementés.

New York a promu l’innovation au moyen de multiples programmes visant les secteurs du gaz et de l’électricité. Alors que les décideurs politiques de New York exercent des pressions sur les services publics pour qu’ils soient innovateurs, ils gardent aussi ceux-ci fermement à l’intérieur d’un environnement règlementaire du coût de rendement. L’introduction de modèles de marché et de règlementation qui peuvent être perturbateurs est une source de préoccupation pour les services publics alors que des RED continuent d’être intégrées partout dans l’État. La question pourrait être réglée puisque la NYSERDA assumera un rôle stratégique plus actif afin de maintenir le rythme vers une innovation accrue.

Le Minnesota compte deux initiatives qui prévoient des projets de RD et D financés par les clients : un Renewable Development Fund (fonds de développement du renouvelable – RDF) établi en 1994 et un effort plus récent pour mettre sur pied des projets de démonstration grâce à une participation accrue des actionnaires dans le cadre de l’initiative e21 du Minnesota. Cette initiative aborde la question de l’avenir du marché de l’énergie de manière plus exhaustive en examinant les changements qu’il faudra apporter aux modèles opérationnels et aux cadres règlementaires afin de tirer le maximum des nouvelles technologies et de promouvoir un avenir durable qui mise davantage sur un approvisionnement en énergie provenant de sites de consommateurs et d’autres sources renouvelables.

Niveaux de financement

Pour le RDF, une contribution annuelle de
25,6 M$ est faite au fonds. En 2017, le tarif destiné au RDF pour un client type était de 0,76 $ par mois, soit 9,12 $ par année.

Justification règlementaire et aperçu des programmes

L’objectif du RDF est d’éliminer ce qui fait obstacle à l’entrée pour les technologies d’énergie renouvelable, y compris les obstacles économiques que pose le fait d’avoir à rivaliser avec les sources traditionnelles d’énergie.

L’approche e21 à l’égard de l’innovation remet en question la valeur d’inclure les parties prenantes dans la conception et l’élaboration de projets de démonstration, plus particulièrement lorsque l’objectif est de faire l’essai d’un nouveau modèle opérationnel ou d’une nouvelle façon de travailler avec des tiers, ou lorsque le projet de démonstration met à l’épreuve l’engagement et la réceptivité des clients concernant de nouveaux produits ou services. Bien que les projets de démonstration doivent toujours être assujettis à l’examen et à l’approbation de la Minnesota Public Utility Commission (commission des services publics du Minnesota – MPUC), l’expérience des parties prenantes améliore la conception des projets et accroît leurs chances de réussite. Les parties prenantes travaillent directement avec le service public tout au long de ce processus coordonné et sont en bonne position pour appuyer l’approbation règlementaire, ce qui comprend le soutien des contribuables. Les avantages d’une relation améliorée avec les parties prenantes peuvent se transposer à d’autres questions plus controversées de la règlementation des services publics ayant recours à l’engagement des parties prenantes, y compris les efforts de planification intégrée des ressources. Ce type d’engagement est susceptible de réduire le risque et le décalage règlementaires qui sont exacerbés par de longs litiges.

Un sous-produit de l’initiative e21 est la loi qui codifie le pouvoir de la MPUC d’approuver des plans tarifaires pluriannuels, prolongeant le maximum de 3 à 5 ans, et qui exige que de tels plans comprennent un plan de réseau de distribution15. Cette loi, le Jobs and Energy Bill (projet de loi pour l’emploi et l’énergie) de 2015, donne également le pouvoir à la MPUC d’établir des paramètres de rendement pour les services publics16. L’identification de mesures, de définitions de paramètres particuliers et de cibles bénéficie de l’engagement des parties prenantes en dehors d’un processus de règlement des litiges plus rigoureux. C’est pourquoi l’initiative e21 a effectivement s’est donc créé un rôle qui complète la relation plus traditionnelle entre l’organisme de règlementation, les services publics et les intervenants des parties prenantes plutôt que d’y faire concurrence. On s’attend à ce que les situations auxquelles font face les services publics et leurs organismes de règlementation deviennent de plus en plus complexes alors que les modèles opérationnels du secteur de l’énergie continuent d’évoluer en réponse aux développements au niveau de la technologie et des marchés.

Le Minnesota, avec l’initiative e21, fait augmenter les chances que les organismes de règlementation soient disposées à approuver l’innovation financées par les clients en augmentant le niveau de collaboration entre les services publics et les parties prenantes et en entamant cette collaboration alors que les projets de démonstration en sont encore à la phase de la conception.

5. Australie

L’Australian Energy Regulator (organisme de règlementation de l’énergie de l’Australie – AER) commence à réagir au changement dans le secteur de l’énergie et le rôle des ressources « derrière le compteur » alors qu’il est confronté aux demandes de pointe croissantes. L’AER a proposé un Demand Management Incentive Scheme (mécanisme d’incitation pour la gestion de la demande – DMIS) et une Demand Management Innovation Allowance (allocation pour l’innovation dans la gestion de la demande – DMIA) pour encourager les services publics à gérer la demande de façon plus proactive. L’AER a rendu une décision provisoire sur le DMIS et la DMIA en août 2017 et une décision définitive en décembre de même année17.

Niveaux de financement

Le financement de la DMIA est de 200 000 $ A plus 0,75 % des besoins en revenus annuels (BRA). Le financement du DMIS s’élève jusqu’à 1 % des BRA.

Justification règlementaire et aperçu des programmes

Malgré ces mesures d’incitation, l’AER a trouvé difficile d’amener les services publics à y voir autre chose qu’une incitation aux investissements de capitaux, et les mesures d’incitation antérieures n’ont pas été suffisantes pour surmonter cet obstacle. Il y a une réticence culturelle. L’AER tente de promouvoir l’innovation au moyen de la DMIA et souhaite également faire la distinction entre les services qui devraient toujours être règlementés et ceux qui devraient être concurrentiels, tel qu’il est décrit dans ses directives d’isolement.

Les forces motrices ayant une incidence sur la politique de règlementation des services publics en Australie sont les préoccupations des consommateurs concernant le prix de l’énergie, la fiabilité, l’élimination imminente des centrales au charbon et la pénétration croissante des sources d’énergie renouvelables. Le modèle règlementaire existant est un programme d’encouragement pluriannuel. Tous les cinq ans, les sociétés présentent des prévisions pour les cinq prochaines années. L’organisme de règlementation, en collaboration avec des conseillers techniques, détermine si les prévisions présentent des « coûts efficients »,
puis il établit le revenu pour cinq ans. La justification sous-jacente est que si le service public peut réduire les coûts, il pourra conserver la différence, et s’il y a une solution de rechange non liée au réseau qui est plus économique, le service public sera enclin à envisager cette solution de rechange.

L’AER entrevoit plus de partenariats entre les réseaux et les différents innovateurs, et les réseaux sont de plus en plus ouverts à l’innovation. L’AER estime que son rôle est d’établir un cadre, et l’industrie est réceptive. L’AER compte également s’éloigner de la relation concurrentielle à un modèle davantage axé sur la collaboration. Les projets pilotes commencent à faire montre d’évolutivité. Par exemple, Tesla travaille à la construction d’une batterie de 129 MWh avec la société d’énergie Neoen dans l’Australie-Méridionale, considérée comme la plus grosse batterie au monde.

L’Australie financement également des projets de RD et D par suite de l’ARENA Act de 2011, qui a ciblé 2 G$ (dollars australiens, équivalent approximativement à 1,97 G$ CA) pour investir dans l’énergie renouvelable et le secteur de la technologie de l’énergie renouvelable de l’Australie. Le financement a été modifié par le Clean Energy Legislation (Carbon Tax Repeal) Bill (projet de loi sur la législation de l’énergie propre [abrogation de la taxe sur le carbone]) de 2013 et le Budget Savings (Omnibus) Bill (projet de loi sur les économies budgétaires [omnibus]) de 2016.

L’Australie est sur le point de mettre en œuvre un mécanisme d’innovation financé par les clients à un niveau important. Cette proposition est largement soutenue par les parties prenantes qui reconnaissent que l’innovation dans les services publics fait partie de la solution pour s’adapter à un environnement changeant. Cela comprend de s’attaquer à une combinaison de questions comme les coûts énergétiques, la fiabilité et l’intégration de ressources d’énergie renouvelable. Une combinaison de mécanismes financés par le gouvernement et les clients et menés par l’industrie est utilisée.

6. Ontario

L’Ontario finance actuellement l’innovation au moyen d’une combinaison de ressources tirées des contribuables, d’investisseurs dans les services publics et de fournisseurs indépendants. Les projets financés par les contribuables sont financés à partir du Fonds de conservation de  la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) et constituent l’une des composantes d’un frais d’ajustement global qui apparaît dans une ligne distincte sur les factures d’électricité de tous les clients.

Plus récemment, le gouvernement provincial de l’Ontario et son organisme de règlementation de l’énergie ont accordé une plus grande attention au rôle que l’innovation doit jouer dans le secteur de l’énergie. Le Plan énergétique à long terme de 2017 (PELT 2017) du ministère de l’Énergie, publié en octobre 2017, consacre un chapitre entier à l’innovation.

Niveaux de financement

L’Ontario finance l’innovation au moyen d’une combinaison de ressources tirées des contribuables, d’investisseurs dans les services publics et de fournisseurs indépendants. Les projets financés par les contribuables sont financés à partir du Fonds de conservation de la SIERE et constituent l’une des composantes de frais d’ajustement global qui apparaît dans une ligne distincte sur les factures d’électricité de tous les clients. Les récents projets de démonstration qui ont été financés au moyen de ce mécanisme comprennent plusieurs projets pilotes qui mettent à l’épreuve la tarification horaire et d’autres mécanismes de tarification (souvent combinés aux technologies du système de gestion de l’énergie). Ils comprennent également la mise à l’essai de nouvelles technologies énergétiques comme le stockage d’énergie et la possibilité que l’énergie solaire contribue au report d’investissements dans l’infrastructure.

Justification règlementaire et aperçu des programmes

L’Ontario souhaite continuer d’offrir une énergie abordable aux clients résidentiels et commerciaux. L’innovation dans la distribution d’électricité et de gaz naturel, un plus vaste choix pour le client et un accès accru au gaz naturel sont considérés comme des facteurs qui contribuent grandement à l’atteinte de cet objectif. L’innovation est mise au premier plan en réponse à l’assertion des parties prenantes à savoir que « les coûts de l’électricité sont trop élevés », le ministère devrait « envisager de nouvelles technologies et méthodes pour gérer l’utilisation de l’énergie », et il faudrait « accroître l’accès au gaz naturel ». Le Plan d’activités de 2017-2020 de la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO) fait mention de « l’innovation technologique qui offre de nouveaux choix aux consommateurs, mais qui pose des difficultés aux modèles commerciaux et règlementaires traditionnels » comme l’une des quatre tendances clés qui définissent l’environnement actuel.

De façon générale, les parties prenantes concernées comprennent les objectifs : être rentable, faire entendre la voix du client et répondre aux objectifs stratégiques environnementaux. Une approche axée sur les résultats en matière de règlementation serait compatible avec ces objectifs. La CEO constate un reste d’habitudes et d’approches en ce qui concerne la planification de la distribution, ainsi que certaines caractéristiques règlementaires antérieures qui ne favorisent pas nécessairement la mise en place de systèmes à moindre coût. La CEO a également fait appel au transfert d’un plus grand nombre de frais de distribution aux frais fixes du client afin d’éliminer ce qui fait obstacle à l’innovation.

La gouvernance pour les projets pilotes comprend l’établissement de lignes directrices par la CEO, suivies de rapports intérimaires montrant des résultats en fonction de l’échantillon (p. ex. quelle est l’efficacité pour répondre à la demande et à l’élasticité des consommateurs), pour terminer avec un rapport final obligatoire. Des rapports de contrôle mensuels sont parfois utilisés au cours de la première période, suivis de rapports bimestriels.

L’Ontario appuie l’innovation financée par les clients au moyen d’un mécanisme de portée générale financé par les clients par l’intermédiaire de l’opérateur de système indépendant (OSI). Le bon positionnement du rôle de l’innovation par le ministère pour faire face aux coûts de l’énergie en Ontario est essentiel à l’atteinte d’une harmonisation avec la CEO pour le soutien de l’innovation. Le PELT 2017 et le Plan d’activités de la CEO reconnaissent que des obstacles règlementaires doivent être surmontés. L’organisme de règlementation cherche à mieux harmoniser les intérêts des services publics et des clients et le modèle règlementaire au moyen de projets de démonstration et de mesures d’incitation qui, à la limite, permettront de réduire les coûts de l’énergie.

7. Massachusetts

En 2014, le Department of Public Utilities (département des services publics – DPU) du Massachusetts a rendu un décret sur la modernisation du réseau électrique, exigeant de chaque service public qu’il dépose un plan de modernisation du réseau (PMR). Le décret appuie l’innovation dans les services publics et enjoint les trois services publics appartenant au secteur privé du Commonwealth (National Grid, Eversource et Fitchburg Gas & Electric) à proposer une liste de projets axés sur la mise à l’essai, l’essai pilote et le déploiement de projets de RD et D qui visent à moderniser le réseau et qui emploient de nouvelles technologies. Le DPU a invité les services publics à proposer des mécanismes de financement dans leur PMR, invitant donc clairement les propositions de financement par les clients. Toutefois, le DPU enjoint également les services publics à tirer profit du financement extérieur et à favoriser la collaboration dans la mesure du possible18.

Niveaux de financement

À titre d’exemple, l’approbation récente des projets de stockage et de véhicules électriques d’Eversource comprend l’approbation d’investissements en capitaux de l’ordre de 100 M$. Les BRA associés à ces investissements seront recouvrés auprès des 1,4 million de clients du service d’électricité d’Eversource au Massachusetts. Le département a tenu compte de répercussions sur la facturation, déduction faite des avantages pour les clients, dans son approbation de ces niveaux de dépense.

Justification règlementaire et aperçu des programmes

Notamment, le DPU a indiqué qu’il ne refuserait pas le recouvrement des coûts « simplement en raison d’un succès mitigé », répondant directement à l’un des principaux obstacles à l’innovation dans les services publics, soulignant par ailleurs que le DPU n’avait pas soutenu les projets de RD et D dans le passé et exprimant son intention de renverser le précédent existant. La modernisation du réseau permettra de réduire les coûts d’énergie en contribuant à un réseau électrique moins coûteux (investissements, dépenses de fonctionnement et d’entretien), en réduisant les demandes de pointe et en offrant aux clients les outils dont ils auront besoin pour réduire leur consommation d’électricité.

Bien que le DPU n’ait pas encore rendu de décrets dans les cas de modernisation du réseau déposés il y a plus de deux ans, le décret Eversource signale son intention d’appliquer les politiques de la commission antérieure et sa disposition à financer les projets de démonstration qui promeuvent l’intérêt public. Plus important encore, cela s’inscrit dans l’innovation financée par les clients. Il faudra encore quelques années avant que ces projets récemment approuvés ne produisent des résultats pouvant être évalués. Le financement pour les projets de stockage et de véhicules électriques d’Eversource coïncide avec l’approbation de son plan de RAP, démontrant ainsi que l’innovation et la RAP pouvaient aller de pair.

8. Colombie-Britannique

La Greenhouse Gas Reduction Targets Act (loi sur les cibles de réduction des gaz à effet de serre) de 2007 établissait les cibles initiales des réductions des émissions de gaz à effet de serre (GES) à une réduction de 33 % pour 2020 et de 80 % pour 2050 et établissait une taxe sur le carbone. La Clean Energy Act (loi sur l’énergie propre – CEA) de 2010 a établi des objectifs concernant l’autosuffisance en matière d’électricité, ce qui comprenait une réduction de l’augmentation prévue de la demande en électricité d’au moins 66 % pour 2020, la production d’au moins 93 %
de l’électricité à partir de ressources propres ou renouvelables, un soutien au développement des technologies innovatrices qui favorisent l’atteinte des objectifs de conservation et d’énergie propre, et une réduction considérable des émissions de GES pour 2050.

La CEA enjoint la British Columbia Utilities Commission (commission des services publics de la Colombie-Britannique) d’établir les tarifs nécessaires pour permettre aux services publics, y compris le plus important service d’électricité de la Colombie-Britannique, BC Hydro, qui appartient à la province, de recouvrer les coûts qu’ils engagent en vue d’atteindre ces objectifs. Le Greenhouse Gas Reduction Regulation (règlement sur la réduction des gaz à effet de serre – GRRR), autorisé au titre de la CEA, permet aux services publics d’entreprendre les projets qui sont prescrits par eux et qui contribuent à la réduction des GES, tout en leur permettant de recouvrer leurs coûts dans leurs tarifs. Le GRRR permet aux services publics de mettre en œuvre des projets prescrits sans avoir à demander l’approbation préalable de la Commission des services publics de la C. B., bien que la Commission ait toujours la capacité de rendre une décision quant à la prudence des dépenses. Les services publics de la Colombie-Britannique ont offert des fonds d’incitation aux clients pour soutenir le développement de postes de ravitaillement en gaz naturel comprimé (GNC) et en gaz naturel liquéfié (GNL), les conversions de véhicules et de navires et l’utilisation du gaz naturel renouvelable.

Un fonds qui est instrumental dans l’atteinte des objectifs de la Colombie Britannique est l’Innovative Clean Energy Fund (fonds pour l’énergie propre novatrice – ICE) administré par le ministère de l’Énergie, des Mines et des Ressources pétrolières de la province. Le fonds ICE est un compte spécial prescrit par la loi conçu à l’appui des priorités de la province sur le plan énergétique, économique, environnemental et de la réduction des gaz à effet de serre, ainsi que pour l’avancement du secteur de l’énergie propre de la C. B.

Niveaux de financement

Le fonds ICE a initialement été financé au moyen d’un prélèvement de 0,4 % sur les ventes finales d’électricité, de gaz naturel, de mazout et de propane livré par réseau. Le prélèvement d’électricité a depuis été retiré avec le rétablissement de la taxe de vente provinciale le 1er avril 2013.

Justification règlementaire et aperçu des programmes

La Colombie-Britannique, au moyen d’une série d’interventions législatives, a établi des objectifs agressifs pour son secteur de l’énergie qui dépendent des investissements dans la production et l’infrastructure d’énergie propre ainsi que des technologies à l’appui des activités de gestion de l’énergie. Bon nombre de ces programmes sont financés à partir de suppléments sur la consommation d’énergie.

Une série d’initiatives législatives et stratégiques a mené à l’établissement de la Clean Energy Act en 2010, et du GRRR subséquent en 2012. En vertu de la loi, les services publics ont l’option de mettre en œuvre des projets prescrits sans avoir à demander l’approbation préalable de la Commission des services publics de la C. B., bien que la Commission ait toujours la capacité de rendre une décision quant à la prudence des dépenses. La province ne contribue aucune aide financière. Les programmes sont entièrement financés par les services de gaz naturel et payés par les clients du gaz naturel.

Le GRRR a été modifié au fil du temps afin de permettre aux services publics de mettre en œuvre des projets particuliers. En novembre 2013, des modifications ont été apportées afin de permettre aux services publics d’étendre leurs mesures d’incitation pour inclure les trains et les camions de transport minier, ainsi que pour offrir des services de livraison par camion-citerne aux clients des secteurs du camionnage, de l’exploitation minière et du transport maritime. En mai 2015, le gouvernement a de nouveau modifié le GRRR afin de permettre les réorientations dans l’affectation d’incitatifs et d’investissements, tout en respectant la limite de dépense totale préalablement approuvée, et ainsi de mieux répondre aux changements dans le marché  maritime. Les modifications apportées au début 2017 ont permis aux services publics d’accroître la distribution de gaz naturel au secteur du transport maritime. Des modifications ont également été apportées afin d’accroître les mesures d’incitation pour l’utilisation du gaz naturel renouvelable (GNR) dans le transport et d’établir une allocation de portefeuille renouvelable en vue d’augmenter l’approvisionnement en GNR. Les services publics fournissent des rapports complets sur ces initiatives au gouvernement provincial et à la Commission.

Des préoccupations en C. B. ont été soulevées à savoir que ces services puissent être offerts par un secteur non règlementé dans un marché concurrentiel (p. ex. GNL et GNC) et qu’ils ne devraient pas être soutenus par le financement de l’innovation parce que cela donnerait au service public un « avantage indu ». Les modifications à la loi ont été justifiées aux motifs que les services publics servent un marché qui est susceptible de ne pas être servi par des fournisseurs de service concurrentiels. Les services publics peuvent également demander des incitatifs pour exécuter des programmes novateurs, plus particulièrement là où un processus d’approvisionnement concurrentiel est employé et supervisé par un « conseiller en équité » indépendant.

En Colombie-Britannique, une politique ambitieuse sur l’énergie propre a donné de la flexibilité aux services publics pour proposer – et à l’organisme de règlementation de permettre – le recouvrement des coûts pour les investissements dans l’innovation financés par les clients. Ces projets sont vus comme des  précurseurs pour lancer de nouvelles technologies et de nouvelles applications de ces technologies qui pourraient, à la limite, mener à des marchés concurrentiels à plus grande échelle.

Conclusions

Justification règlementaire

Plusieurs décideurs politiques, y compris les organismes de règlementation des services publics, ont reconnu que les services publics devaient contribuer activement à l’innovation dans les secteurs de l’électricité et du gaz naturel de l’économie et la valeur que cela apportait aux clients. Le présent rapport porte plus particulièrement sur les territoires de compétence qui offrent un financement par le client pour l’innovation et les raisons que les organismes de règlementation ont citées pour approuver ce financement. Ils ont approuvé le financement de projets de démonstration qui explorent de nouveaux modèles opérationnels, qui mettent à l’essai de technologies permettant une distribution plus économique et de nouveaux produits et services et qui soutiennent les investissement évolutifs. Tous ces investissements permettent d’accélérer le rythme du changement dans le secteur.

Les objectifs pour ces programmes varient selon le territoire de compétence, mais les thèmes courants comprennent : la réduction des émissions de gaz à effet de serre, la réduction des prix de l’énergie, la réduction de la demande ou le transfert de la charge, le déploiement accéléré des sources renouvelables ou décentralisées, la fiabilité accrue du réseau et l’introduction de nouvelles technologies pour les services publics. Les justifications varient également selon les circonstances et les préférences des organismes de règlementation et des décideurs politiques. Ofgem considère le financement de l’innovation comme un véhicule pour favoriser un changement culturel au sein des services publics, et l’estime essentiel à l’atteinte de ces objectifs. La Californie et la C. B.
voient l’innovation comme un mécanisme pour le développement économique. La C. B. et l’Australie voient l’innovation comme un moyen de stimuler les offres de services concurrentielles. L’Ontario et le Massachusetts mettent l’accent sur les nouveaux choix pour les clients.

On reconnaît de plus en plus que les clients sont les bénéficiaires à long terme de l’innovation dans le modèle opérationnel des services publics, et c’est pourquoi les investissements qui sont faits pour leur compte sont justifiés et dans l’intérêt du public. Le financement par les clients de projets liés à l’innovation est souvent appliqué conjointement avec les fonds provenant du gouvernement et de fournisseurs indépendants.

Mesure des avantages

L’histoire de l’innovation financée par les clients dans les services publics est relativement récente, et c’est pourquoi les donnés sur les avantages de ces programmes peuvent être difficiles à quantifier. Un déploiement efficace exige une flexibilité règlementaire ainsi qu’une gouvernance adéquate pour voir à ce que les compromis à faire entre les coûts et les répercussions sur les tarifs soient justifiés. Compte tenu de la nature planétaire de ces objectifs stratégiques, il sera possible aux organismes de règlementation et aux parties prenantes de l’industrie de mettre en commun les leçons qu’ils auront apprises.

Bien que les projets de démonstration ne permettent pas tous de confirmer la valeur d’une nouvelle technologie ou d’un nouveau modèle opérationnel, souvent, ces investissements peuvent servir de tremplin vers de nouveaux modèles de services publics ou d’accélérateur à court terme vers des offres de service concurrentielles, ou offrir une certaine combinaison d’avantages quantitatifs et qualitatifs. Les gains que l’on pourrait tirer de l’adaptation de nouvelles technologies et de nouvelles approches opérationnelles à une industrie en pleine maturité sont vastes, et les études indiquent que les avantages possibles de la RD et D pour le consommateur l’emportent sur les coûts par des multiples allant jusqu’à 5:1. Que ce soit pour éviter des investissements coûteux dans l’infrastructure ou aider les clients à économiser sur leurs factures en utilisant la technologie pour gérer leur utilisation de l’énergie, les organismes de règlementation concluent que les avantages à court et à long termes de l’innovation financée par les clients en justifient les coûts.

Commentaire

James Coyne, Robert Yardley et Jessalyn Pryciak nous ont offert une analyse utile et convaincante de modèles d’innovation utilisés dans les secteurs de l’électricité et du gaz naturel dans diverses parties du monde. La priorité est accordée aux territoires de compétence où les contribuables contribuent au financement d’initiatives d’innovation. Le document conclut que « l’argument en faveur de l’innovation menée par les services publics et financée par les contribuables s’est consolidé au cours de la dernière décennie et… que la tendance prend de l’ampleur ». On relève au moins deux assertions sous-jacentes distinctes ici – l’une est que l’innovation devrait être financée par les contribuables et l’autre est qu’elle devrait être menée par les services publics. Le fait que la « tendance prend de l’ampleur » est une observation empirique, qui, en soi, ne constitue pas une preuve qu’il s’agisse de la bonne direction à prendre, il pourrait s’agir d’un instinct grégaire plutôt que de jugements indépendants par les décideurs politiques et les organismes de règlementation19.

Financement de l’innovation par le contribuable

Quel est donc l’argument fondamental qui pourrait justifier les modèles de financement par le contribuable? Une répartition initiale, bien que sommaire, irait comme suit :

  • La recherche en matière d’innovation qui peut être monétisée, par la création d’une propriété intellectuelle et finalement de profits, doit être financée de préférence par l’intermédiaire des services publics et/ou par la prise de risques par le secteur privé.
  • Les innovations ne menant pas à la création d’une propriété intellectuelle, ce qui est souvent le cas avec la recherche de base, nécessitent un plus vaste soutien, qui consiste le plus souvent en un financement par le gouvernement (ou dans le cas présent par le contribuable).

Cette dernière s’apparente beaucoup à un problème de biens publics où le marché ne produit pas de quantités suffisantes d’un bien parce que les avantages ne peuvent pas être entièrement internalisés par la société réalisant l’investissement. Des effets d’entraînement, ainsi que d’autres effets externes, ne peuvent pas être comptabilisés.

En fait, une bonne partie des dépenses d’innovation présente ces deux caractéristiques, menant à la création d’une propriété intellectuelle, mais également à des connaissances plus profondes et plus générales – théoriques et pratiques – entraînant des avantages bien plus vastes. Ces zones grises et qui se chevauchent existent en partie à cause de l’imprévisibilité de l’innovation en soi. Bon nombre d’innovations qui ont mené à l’énorme croissance dans la productivité au cours du XXe siècle résultaient d’un délicat jeu réciproque entre la R et D financée par le privé et celle financée par les deniers publics.

Les industries de l’électricité sont en pleine
[r]évolution technologique, stimulée par des innovations soutenues dans les ressources énergétiques décentralisées (RED), y compris dans le stockage et les miniréseaux. Il s’agit de phénomènes d’échelle (sinon, comment pourraient-ils être décentralisés). Que de telles ressources puissent être intégrées avec succès dans les réseaux est en soi le produit d’une autre révolution, la révolution de l’information, laquelle a grandement bénéficié du financement par les deniers publics.

Comparons l’innovation dans le secteur de l’électricité à deux autres révolutions qui ont changé la donne – la révolution multiforme et continue dans la TI et les télécommunications; l’autre dans l’extraction des hydrocarbures, nommément la fracturation.

  • Les révolutions de la TI/des télécommunications ont été soutenues par des dépenses publiques, p. ex. dans la recherche universitaire et la technologie militaire. Ces technologies ont été adaptées à des fins commerciales par des entreprises privées et ont évolué en conséquence. Les coûts unitaires à la baisse et de nouvelles et très attrayantes fonctions (mobilité et disponibilité des données) ont rendu la règlementation moins difficile sur le plan politique. La question était de savoir comment procéder à une dérèglementation par étape d’une façon qui ne créerait pas de vides de pouvoir et ne mènerait pas à la consolidation d’une emprise disproportionnée sur le marché.
  • La révolution de la fracturation qui a d’abord redressé les marchés du gaz naturel en Amérique du Nord, et plus récemment des marchés du pétrole, a bien sûr été la conséquence d’investissements privés dans l’innovation, favorisés par des prix à la hausse. Pour le secteur privé, les avantages possibles (c. à d. ex ante) que lui offrait une capture économique de ces molécules d’hydrocarbure étaient énormes. Même après l’effondrement des prix mondiaux en 2014, l’innovation s’est poursuivie, martelant vers les bas (et à l’horizontal) les coûts d’extraction du pétrole de schiste.

Les marchés de l’électricité, de leur côté, sont susceptibles d’être toujours fortement règlementés dans l’avenir assez rapproché, les actifs existants ont une longue durée de vie et les tensions sur les coûts augmentent20, ce qui, de toute évidence, pose un défi aux décideurs politiques et aux organismes de règlementation souhaitant soutenir l’innovation financée par le contribuable, surtout si les avantages sont susceptibles d’être répartis sur plusieurs années et ne sont pas immédiatement visibles.

Néanmoins, l’immense possibilité de créer des avantages et des effets d’entraînement plus vastes, même au niveau géopolitique sic, ainsi que les impératifs en matière de politique environnementale, renforcent l’argument en faveur de la recherche financée par les deniers publics. Dans ce lien, je n’ergote pas entre le financement par les contribuables, c’est-à-dire les clients, et celui par les contribuables qui paient des impôts, bien que cette distinction mérite sa propre réflexion. En fait, nous sous-investissons dans l’innovation liée à l’électricité, et j’inclus à cela l’électrification du secteur du transport, de loin la question la plus difficile à élucider. En effet, depuis l’époque de la dérèglementation, les dépenses de recherche dans la répartition du total des revenus des services d’électricité sont à la baisse.

Innovation menée par les services publics

La deuxième assertion faite par les auteurs est que l’innovation devrait être « menée par les services publics ». L’une des principales caractéristiques des récents développements dans les secteurs de l’électricité est l’interdépendance croissante entre les RED et le réseau même. Les efforts pour dérèglementer les secteurs de l’électricité étaient fondés sur la proposition à savoir que les câbles étaient de monopoles naturels et que la production était propice à la concurrence, ce qui a mené à leur séparation21. Les économies d’échelle, quelles qu’elles soient, qui auraient pu être présentes dans les intégrations verticales étaient perdues.

Dans le monde d’aujourd’hui, il semble y avoir des économies d’échelle croissantes entre les RED et le réseau en raison de questions d’intégration complexes et en constante évolution. Par exemple, prenons le stockage qui peut supplanter les investissements dans les réseaux traditionnels, assurer une puissance de secours, réduire le besoin d’investir dans la capacité, améliorer la fiabilité, faciliter l’intégration des sources renouvelables, et ainsi de suite. Ces caractéristiques « multi-produits » du stockage sous-entendent un lien très étroit avec le réseau, renforçant ainsi l’argument en faveur de l’innovation menée par les services publics. On peut dire que ces économies d’échelle comptent pour une partie importante du fondement conceptuel de la question de pure forme « qui est mieux positionné que les services publics pour promouvoir l’intégration et l’adoption des technologies de stockage ».

Conclusion

Un modèle règlementaire sensé applique les principes de la règlementation incitative pour encourager l’innovation (de tels modèles règlementaires manifestent ce que les économistes appellent le progrès dynamique). Traditionnellement, l’objectif était de stimuler la croissance de productivité. Dans un monde de changements technologiques perturbateurs, les extrants multi-produits et la possibilité de réaliser d’importantes économies d’échelle, les tâches règlementaires d’une surveillance détaillée des compromis liés à l’investissement et des tarifs pour les divers types de produits et de services peuvent être écrasantes. Une adaptation importante de la règlementation incitative traditionnelle (comme les plafonds tarifaires) doit être réalisée pour faire face à ces nouvelles réalités. Pour qu’elle porte fruit, les services publics doivent investir dans l’innovation et être récompensés en ayant la possibilité de conserver leur part des avantages financiers qui en découlent.

Les auteurs de cet article ont produit un ouvrage admirable, plaidant la cause pour l’innovation menée par les services publics et financée par les contribuables. Bien sûr, les fruits de tels investissements doivent être partagés avec les contribuables; ce qui serait normalement le cas que le service public soit de propriété privée ou publique et que le modèle règlementaire soit le taux de rendement ou la règlementation incitative. On pourrait aussi dire que les contributions par les contribuables (qui paient des impôts) peuvent être justifiées en raison des plus vastes avantages sociaux qu’offrent ces innovations. Pour terminer, et dans des travaux futurs, l’analyse pourrait être mieux éclairée en traitant d’autres territoires de compétence où les décideurs politiques envisagent différents mécanismes pour promouvoir l’innovation.

 

* La recherche d’Adonis Yatchew porte sur l’économie, l’énergie et l’économie règlementaire. Depuis qu’il a complété son doctorat à l’Université Harvard, il a enseigné à l’université de Toronto. Il a également tenu des rendez-vous de visite au Trinity College, l’université Cambridge et l’université de Chicago, parmi d’autres. Il a écrit un texte lors de ses études supérieures portant sur les techniques de régression semi-paramétrique publié par le Cmabridge University Press. Il a tenu plusieurs fonctions éditoriales au Energy Journal depuis 1995 et est présentement rédacteur en chef. Il a conseillé plusieurs compagnies du secteur public et privé sur l’énergie, la règlementation et d’autres matières pour plus de 30 ans et a témoigné dans plusieurs procédures litigieuses et règlementaires. Il enseigne présentement des cours au Baccalauréat et aux études supérieures portants sur l’économie énergétique ainsi que des cours aux études supérieures en économétrie et des cours de « grandes idées » sur l’énergie et l’environnement avec des collègues en physiques et classiques. En juin 2018, l’International Association for Energy Economics lui a décelé son prix “Award for Outstanding Contributions to the Profession”.

  1. Stephen Caldwell, Robert Yardley, Jr., et James Coyne, « Stimulating Innovation on Behalf of Canada’s Electricity and Natural Gas Customers » (2014), document de consultation de Concentric Energy Advisors préparé pour l’Association canadienne du gaz et l’Association canadienne de l’électricité, en ligne : <http://44f0gi3luy7z39sz523bbcjn.wpengine.netdna-cdn.com/wp-content/uploads/2015/10/CGA_CEA-Report.pdf>.
  2. É-U, Office of Ratepayer Advocate, Policy Position on CES-21,  en ligne : <http://www.ora.ca.gov/general.aspx?id=2422>.
  3. Caldwell, Yardley, Coyne, supra note 1 à 2.
  4. Les dépenses d’Eversource du Massachusetts représentent les coûts de projets de véhicules électriques et de stockage d’énergie récemment approuvés. UK NIC Electric a réduit le financement de 90 M£ à 70 M£ – cette réduction n’est pas comprise dans le diagramme. Le financement de UK NIA utilise les dépenses NIA de SGN Scotland et SGN Southern comme exemple. Les données de New York représentent le financement de NYSERDA pour l’année la plus récente (de beaucoup inférieur à l’année précédente en raison d’une modification logistique au mécanisme de financement) plus le financement ConEd pour les projets de démonstration REV. Le financement DMIA de l’Australie est fondé sur une moyenne d’une attribution hypothétique de sociétés sélectionnées. Sources : AER Determinations Attachments 1 – recette annuelle nécessaires; CES-21 Annual Report 2016; Ofgem, RIIO-GD1 Annual Report 2015-16; Ofgem, The Network Innovation Review: Our Policy Decision, mars 2017; Xcel Energy, RDF Annual Report 2017; sites Web CA IOU; NYSERDA Financial Statements, mars 2017; New York DPS Order in Case 16-E-0060; Massachusetts DPU 17-05 Order.
  5. R-U, Ofgem, RIIO: A New Way to Regulate Energy Networks: Final Decision, Londres, Office of Gas and Electricity Markets, octobre 2010, en ligne : <https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/51870/decision-docpdf>.
  6. R-U, Ofgem, Decision and Further Consultation on the Design of the Network Innovation Competition, Londres, Office of Gas and Electricity Markets, 2 septembre 2011 à la p 4, en ligne : <https://www.ofgem.gov.uk/sites/default/files/docs/2011/09/nic-consultation.pdf>.
  7. R-U, Ofgem, Innovation in Energy Networks: Is More Needed and How Can This Be Stimulated? (Working Paper No 2) (2009) à la p 11, en ligne : <https://www.ofgem.gov.uk/sites/default/files/docs/2009/07/rpi-x20-innovation-working-paper_final-draft_0.pdf>.
  8. R-U, Ofgem, Infographic: The energy network, 28 septembre 2017, en ligne : <https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/infographic-energy-network>.
  9. R-U, Ofgem, Electricity Network Innovation Competition Governance Document, Londres, Office of Gas and Electricity Markets, 1 février 2013 à la p 5, en ligne : <https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53526/spnic-pdf>.
  10. Decision and Further Consultation on the Design of the Network Innovation Competition, supra note 8 à la p 2.
  11. R-U, Pöyry, An Independent Evaluation of the LCNF, octobre 2016.
  12. Selon une discussion avec Jonathan Morris et Neil Copeland d’Ofgem.
  13. Electric Program Investment Charge, Staff Proposal, 10 février 2012, Rulemaking 11-10-003 à la p 9- 10, 17; D.12-05-037, Phase 2 Decision Establishing Purposes and Governance for Electric Program Investment Charge and Establishing Funding Collections for 2013-2020, 24 mai 2012 à la p 6, en ligne : <http://docs.cpuc.ca.gov/word_pdf/FINAL_DECISION/167664.pdf >.
  14. Recommandation des services consultatifs de la New York Public Service Commission Staff dans la cause 99-G-1369, 31 janvier 2000.
  15. É-U, HF 1437, 2015 Jobs and Energy Bill, 89e lég., 4e parl, Minn, 2015, à la p 66, en ligne : <https://www.revisor.mn.gov/bills/text.php?number=HF1437&version=4&session=ls89&session_year=2015&session_number=0> [2015 Jobs and Energy Bill].
  16. Ibid à la p 67.
  17. Australian Energy Regulator, « Regulation that supports innovation, demand and consumers », présenté à la Disruption & Energy Industry Conference, 7 septembre 2017, en ligne : <https://www.aer.gov.au/news/regulation-that-supports-innovation-demand-and-consumers-presentation-to-disruption-the-energy-industry-conference-sydney-7-september-2017>.
  18. Caldwell, Yardley, Coyne, supra note 1 à la p 32.
  19. L’histoire est jonchée de « tendances » néfastes, comme la stimulation monétaire par bon nombre de banques centrales qui a contribué à la stagflation des années 1970 et qui a par la suite été renversée à des coûts considérables. Les forces actuelles vers une « démocratie mesquine » (un oxymoron en soi) représentent une tendance qui pourrait nous coûter cher.
  20. P. ex. voir D. Dimitropoulos et A. Yatchew, « Is Productivity Growth in Electricity Distribution Negative? » (2017) 38:2 The Energy J 175.
  21. Une séparation similaire des canalisations et de l’approvisionnement en gaz s’était avérée essentielle dans la promotion de la concurrence dans le secteur du gaz naturel.

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