Perspectives en énergie 2026

Aperçu régional de la Colombie-Britannique

INTRODUCTION

En 2025, les politiques d'énergie propre de la Colombie-Britannique (« C.-B. ») ont progressé et des progrès mesurables ont été réalisés dans l'ensemble du secteur de l'électricité de la province. La centrale hydroélectrique du Site C est entrée en service après une décennie de construction, alors que BC Hydro and Power Authority (« BC Hydro ») lançait un nouvel appel d'offres pour l'électricité pour une deuxième année consécutive (l'« appel d'offres de 2025 ») et annonçait de nouvelles politiques importantes pour soutenir l'électrification de l'économie provinciale. Le gouvernement de la C.-B. a également introduit une nouvelle législation, s'est associé à BC Hydro sur des politiques clés et a consacré de nouveaux fonds à des initiatives dans le domaine de l'électricité et de l'énergie propre. En outre, les progrès ont été réalisés sur les cinq grands projets actuels visant le gaz naturel liquéfié (« GNL ») de la C.-B.

L'APPEL D'OFFRES POUR L'ÉLECTRICITÉ DE 2024 DE BC HYDRO

Comme indiqué dans notre publication précédente, BC Hydro a lancé un appel d'offres pour l'électricité en 2024 (l'« appel d'offres de 2024 ») pour la première fois en 15 ans. L'appel d'offres de 2024 a donné un nouveau souffle à une industrie provinciale des énergies renouvelables prête à prendre de l'expansion, mais qui était restée largement en sommeil depuis la suspension d'un programme d'offres en 2019. L'appel d'offres de 2024 visait l'acquisition d'environ 3 000 gigawattheures par an (« GWh/an ») d'électricité de source renouvelable, sans émissions, pour une livraison dès l'automne 2028. Après avoir reçu 21 propositions représentant plus de 9 000 GWh/an d'électricité, BC Hydro a maintenant accordé des contrats d'achat d'électricité (« CAÉ ») pour neuf projets d'énergie éolienne et un projet d'énergie solaire (dix CAÉ au total), pour un approvisionnement combiné en électricité de près de 5 000 GWh/ an et un investissement privé total de 5 G$ CA à 6 G$ CA. Chaque projet est détenu à hauteur de 49 % à 51 % par des Autochtones et la date d'exploitation commerciale est garantie entre octobre 2028 et octobre 2031.

L'APPEL D'OFFRES POUR L'ÉLECTRICITÉ DE 2025 DE BC HYDRO

Introduction

Dans un communiqué de presse du 5 mai 2025, le gouvernement de la C.-B. a confirmé que BC Hydro lancerait l'appel d'offres de 2025 afin de poursuivre sur la lancée de l'appel d'offres de 2024, et BC Hydro a officiellement lancé l'appel d'offres de 2025 le 28 juillet 2025.

L'appel d'offres de 2025 vise à ajouter 5 000 GWh/an d'électricité propre au réseau d'électricité de la province, les projets devant entrer en service d'ici octobre 2033. Les dernières soumissions de propositions ayant été déposées le 5 janvier 2026, les CAÉ devraient être attribués au premier trimestre de 2026. Comme pour l'appel d'offres de 2024, chaque projet soumis dans le cadre de l'appel d'offres de 2025 doit avoir une participation des Autochtones d'au moins 25 % et peut bénéficier d'un crédit sur son prix de soumission allant jusqu'à 4,00 $ CA par mégawattheure (« MWh ») s'il a une participation des Autochtones allant jusqu'à 51 %. Une nouvelle caractéristique de l'appel d'offres de 2025 est la nomination d'un représentant des Premières Nations pour l'énergie propre, chargé de donner des conseils indépendants aux Premières Nations sur l'appel d'offres de 2025 de sorte que les Premières Nations demeurent adéquatement informées, soutenues et engagées tout au long de ce processus. Le rôle du représentant des Premières nations pour l'énergie propre est examiné plus en détail dans le chapitre Droit autochtone de cette publication. 

Dispositions des contrats d'achat d'électricité

Le modèle de CAÉ affiché par BC Hydro sur le site Web de l'appel d'offres de 2025, soit le CAÉ que tous les participants à l'appel d'offres retenus concluront avec BC Hydro, contient plusieurs nouvelles dispositions introduites dans l'appel d'offres de 2025 qui étaient absentes de l'appel d'offres de 2024 et d'autres approvisionnements passés, et qui tiennent compte des changements intervenus dans l'environnement politique et économique depuis l'appel d'offres de 2024 :

1. un droit de premier refus en faveur de BC Hydro;
2. des dispositions applicables à des projets dans la région du nouveau projet de ligne de transport d'électricité de la côte nord de BC Hydro (le « projet LTCN »);

et un délai maximal dans lequel le vendeur doit réaliser la clôture de l'opération de cession si BC Hydro n'exerce pas son droit. Si une « transaction avec un tiers » est réalisée sans respecter le droit de premier refus, BC Hydro aura le droit de résilier le CAÉ.

Il existe des exceptions limitées qui permettent des cessions à BC Hydro, aux Premières Nations sur le territoire traditionnel desquelles le projet est situé et à certains membres du groupe du vendeur, strictement à des fins fiscales ou de réorganisation interne de l'entreprise.

Le projet LTCN et le droit de résiliation de BC Hydro

Le 8 octobre 2025, BC Hydro a publié un addenda no 5 à l'appel d'offres, qui introduit de nouvelles dispositions détaillées dans le modèle de CAÉ pour les projets de la région de la côte nord de la Colombie-Britannique (soit tout projet prévoyant une interconnexion avec le réseau de transport de BC Hydro à tout point situé à l'ouest du poste de Williston, près de Prince George). Selon les réponses de la FAQ de BC Hydro du 16 octobre 2025 relativement au projet LTCN, BC Hydro a indiqué que grâce à sa planification du réseau, elle a pu relever que tout projet situé dans la région de la côte nord qui se voit attribuer un CAÉ dans le cadre de l'appel d'offres de 2025 sera probablement dépendant de l'achèvement du projet LTCN afin de pouvoir faire l'objet d'une interconnexion avec le réseau de BC Hydro. Par conséquent, le CAÉ pour un tel projet prévoira des droits de résiliation en faveur de BC Hydro si le projet LTCN n'est pas achevé et une exigence de mise en service du projet LTCN comme condition pour atteindre la date d'exploitation commerciale dans le cadre du CAÉ.

Le projet LTCN a été jugé d'importance nationale par le gouvernement fédéral et a été confié au Bureau des grands projets (le « Bureau »), le nouvel organisme mis sur pied par Ottawa ayant pour mandat de faire avancer les grands projets de développement économique à travers le Canada (voir notre analyse dans le chapitre « Accélérer les projets d'intérêt national : le Bureau des grands projets du Canada » de la présente publication. La construction du projet LTCN devrait débuter à l'été 2026 et s'achever en plusieurs phases entre 2032 et 2034. Sur les 6 G$ CA que devrait coûter le projet LTCN, la Banque de l'infrastructure du Canada a déjà prêté 139,5 M$ CA pour appuyer la phrase des travaux préliminaires.

Mécanisme de rajustement tarifaire

Un nouveau mécanisme de rajustement tarifaire a été inclus. Il vise à réduire l'incertitude et à répartir les risques entre BC Hydro et les promoteurs de projets. En vertu de ces dispositions, si les tarifs d'importation sur les composants clés du projet changent après la soumission d'une offre, mais avant la DEC, le prix de l'énergie peut être rajusté pour refléter l'incidence réelle sur les coûts. En autorisant des rajustements postérieurs à l'attribution d'un marché, BC Hydro vise à assurer une plus grande prévisibilité financière, à soutenir le financement des projets et à garantir que des changements tarifaires imprévus ne compromettent pas la viabilité des projets. Il s'agit d'un changement important par rapport aux appels d'offres pour l'électricité antérieurs, où le risque lié aux tarifs était entièrement assumé par les soumissionnaires.

Supplément de prix pour le niveau de contenu canadien

Un supplément de prix pour le contenu canadien est désormais offert aux vendeurs qui incluent un « niveau de contenu canadien » indiqué dans leur projet. Le « niveau de contenu canadien » est défini comme le pourcentage que les biens et services canadiens (c'est-à-dire les biens originaires du territoire du Canada, ou les services fournis par une personne morale constituée ou continuée au Canada et qui a son siège social au Canada ou a plus de 100 employés au Canada) représentent par rapport aux dépenses en capital totales du projet. Dans les 30 jours suivant la date d'exploitation commerciale, les vendeurs doivent soumettre un calcul détaillé et une déclaration statutaire du niveau de contenu canadien. Les suppléments de prix vont de 0,10 $ CA/MWh pour une teneur comprise entre 20 et 30 %, à 0,30 $ CA/MWh pour une teneur de 50 % ou plus.

Crédit pour les avantages économiques pour la communauté

Les vendeurs peuvent ajouter un crédit optionnel de 1 $ CA/MWh ou 2 $ CA/MWh à leur proposition s'ils incluent une attestation d'une ou plusieurs Premières Nations qui ne détiennent pas de participation dans le projet, confirmant l'intention de passer un accord sur les avantages économiques pour la communauté (Community Economic Benefits Agreement) en cas d'attribution d'un CAÉ. Un crédit de 1 $ CA/MWh s'applique pour une attestation d'une Première Nation, et de 2 $ CA/MWh si l'attestation est donnée par deux Premières Nations ou plus. Avant la DEC, les vendeurs doivent fournir des lettres confirmant que ces accords ont été signés, faute de quoi une réduction permanente du prix de l'énergie égale au crédit sera appliquée.

MISES À JOUR CONCERNANT LA POLITIQUE EN MATIÈRE D'ÉNERGIE PROPRE

Le plan d'action pour une énergie propre de la C.-B.

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