Il est temps pour Cascadia de commencer à élaguer le système de gaz et à électrifier des quartiers entiers

Dec 11, 2023

Conduites de gaz par philographie utilisée sous CC BY-NC-ND 2.0

Conduites de gaz par philographie utilisée sous CC BY-NC-ND 2.0

Les Cascadiens troquent les fournaises au gaz contre des thermopompes, les cuisinières à gaz contre des plaques à induction et les sécheuses à gaz contre des électriques. Le mouvement "électrifier tout" s'accélère, stimulé par de nouvelles incitations fédérales, étatiques et locales.

Mais quand et comment allons-nous commencer à élaguer le système de gaz en conséquence ? Sans la fermeture de l'infrastructure gazière en même temps que l'électrification, un nombre toujours plus petit de clients du gaz devra faire face à des coûts toujours plus élevés pour maintenir un système de gaz gonflé. Les locataires et les personnes à faible revenu qui font face aux plus grands obstacles à l'électrification sont les plus exposés à ce que l'on appelle la "spirale de la mort".

Heureusement, il existe une meilleure solution : le démantèlement stratégique du gaz associé à l'électrification du quartier. Dans ce monde, tous les bâtiments d'un quartier ou d'une zone s'électrifient, contrairement à l'approche par dispersion d'aujourd'hui. Ensuite, le service public de gaz ferme cette partie du système, redimensionnant son infrastructure pour s'adapter au nouveau nombre réduit de clients du gaz.

Cascadia n'a pas encore commencé à démanteler l'infrastructure gazière ou à électrifier des quartiers entiers, mais les premiers travaux en cours en Californie, au Colorado et à New York offrent quelques idées pour démarrer. Au minimum, les dirigeants de Cascadia qui s'engagent pour des bâtiments propres et sains et une transition équitable vers l'arrêt du gaz seraient avisés de :

Prenons ces étapes à tour de rôle.

Tous les États et provinces de Cascadia (et les 50 États américains) exigent que les services publics de gaz fournissent un service à tout client sur leur territoire qui le souhaite.1Statut de l'Alaska (42.05.291); Colombie britannique; Code de l'Idaho (61-302) ; Indicatif Montana (69-3-201); Orégon (75.020); Code révisé de Washington (80.28.110). Ces lois sur "l'obligation de servir" avaient un sens. Ils ont empêché les services publics monopolistiques de discriminer les clients qui n'étaient pas rentables à desservir, comme les habitants des zones à faible densité ou ceux qui n'utilisent que de petites quantités de gaz. Et ils ont contribué à réduire les factures des clients du gaz en répartissant les coûts d'infrastructure fixes sur un plus grand nombre de ménages sur des décennies, un modèle possible pour un système de gaz qui existe à perpétuité.

Mais nous ne vivons plus dans un monde où le système gazier peut durer éternellement. Et les alternatives électriques abondent pour tous les besoins résidentiels actuellement satisfaits par le gaz. L'obligation de servir – ou, du moins, l'interprétation qu'en font les régulateurs – fait obstacle au démantèlement stratégique du gaz.

"Un seul client peut réaliser un projet", a expliqué David Sawaya, responsable principal des stratégies de décarbonisation chez Pacific Gas & Electric (PG&E), le plus grand service public de Californie, lors d'un webinaire organisé en 2021 par la California Energy Commission (CEC). La CEC finance un ensemble de recherches d'environ 2 millions de dollars sur deux ans pour identifier des sites pilotes potentiels dans le nord et le sud de la Californie pour le déclassement stratégique du gaz et l'électrification des quartiers.2Voir les propositions de subventions des deux lauréats, E3 et RAND Corporation. Compte tenu de l'obligation de servir, "chaque client doit accepter de s'électrifier" pour que le démantèlement à l'échelle du quartier soit possible, a poursuivi Sawaya. Avec le récent tollé suscité par une interdiction imaginaire des cuisinières à gaz aux États-Unis, il n'est pas difficile de concevoir un système à gaz unique.

Les lois sur l'obligation de servir sont suffisamment nébuleuses pour que le problème puisse être résolu par la seule réglementation, a déclaré à Sightline le professeur Heather Payne, experte en politique réglementaire à la Seton Hall University School of Law. Payne soutient que la Commission des services publics (PUC) d'un État pourrait supprimer l'obligation de desservir simplement en réduisant le territoire de service des services publics de gaz une fois que la PUC aura identifié une zone mûre pour le démantèlement stratégique et l'électrification des quartiers. "Les régulateurs ont donné des territoires de service et ils peuvent les retirer", a-t-elle souligné.

Mais des contestations judiciaires de la part des services publics ou des consommateurs pourraient suivre. Ce risque de poursuites judiciaires pourrait justifier une clarification proactive de la part des législateurs des États selon laquelle l'obligation de service d'un service public n'équivaut pas au droit au gaz, a déclaré Claire Halbrook, directrice de l'organisation à but non lucratif de décarbonation Gridworks, à Sightline. (Gridworks est l'un des groupes financés par la CEC qui recherche des pilotes potentiels de démantèlement stratégique du gaz dans le nord de la Californie.) Au lieu de cela, les législateurs pourraient préciser que l'obligation de servir signifie le droit à l'énergie.

La législature de New York de 2023 a examiné un projet de loi qui supprimerait l'obligation de service de cet État, notant qu'il s'agit "d'un obstacle majeur pour les services publics développant des projets de décarbonisation des bâtiments à l'échelle du quartier". Les législateurs de Washington ont également tenté de réviser l'obligation des services publics de gaz de servir au moins deux fois (en 2021 et 2023), en vain. Les législateurs de l'Evergreen State seraient avisés de reconsidérer des projets de loi similaires lors de la prochaine session législative, tout comme leurs pairs de Cascadia.

Les services publics de gaz de Cascadia dépensent des milliards de dollars pour remplacer des centaines de kilomètres de conduites vieillissantes ou qui fuient. Avista, Cascade, Intermountain Gas et Puget Sound Energy (PSE) prévoient ensemble de dépenser plus d'un milliard de dollars de l'argent des contribuables pour installer plus de 1 300 milles de conduites de gaz de remplacement dans l'Oregon, Washington et l'Idaho au cours de la prochaine décennie, comme le montre le tableau ci-dessous.3Voir l'annexe pour la répartition service par service et la méthodologie complète. Le Montana, l'Alaska et la Colombie-Britannique n'exigent pas que les services publics de gaz fournissent des informations prospectives sur les plans de remplacement des pipelines. C'est la distance de Seattle à Portland, presque quatre fois plus.

Ces tuyaux de remplacement dureront plus de 50 ans, des décennies après que Cascadia ait besoin de se sevrer du gaz. Une partie de ce qui motive ces dépenses massives, que les clients du gaz paient par le biais de leurs factures de services publics, est la réglementation fédérale et étatique en matière de sécurité. Mais les régulateurs incitent également financièrement les services publics à dépenser des sommes massives dans de nouveaux projets d'infrastructure - les dépenses en capital sont le seul moyen pour les services publics de réaliser des bénéfices.

Traditionnellement, les régulateurs n'ont pas exigé des services publics qu'ils analysent les «alternatives non pipelinières» (NPA) telles que l'électrification des quartiers qui pourraient atténuer le besoin d'infrastructures de remplacement du gaz. C'est même le cas à Washington et en Oregon, où les régulateurs exigent que les services publics de gaz déposent des plans à long terme détaillant le nombre de kilomètres de conduites vieillissantes qu'ils prévoient de remplacer et à quel moment. (Les organismes de réglementation du Montana, de l'Alaska, de l'Idaho et de la Colombie-Britannique n'exigent pas que les services publics déposent des plans de remplacement des pipelines.)

Mais le statu quo commence à changer à quelques endroits, et les régulateurs cascadiens pourraient en prendre note.

Par exemple, la Commission de la fonction publique de New York a adopté de nouvelles règles de planification du gaz en mai 2022 qui obligent les services publics de gaz à déposer des plans à long terme tous les trois ans.4 Voir l'ordonnance émise par la Commission le 12 mai 2022, sous le numéro de dossier 20-G-0131. Dans le cadre des règles, les services publics doivent identifier chaque année "les emplacements de segments spécifiques de LPP [tuyaux sujets aux fuites] qui pourraient être abandonnés au profit des NPA". De même, le Colorado PUC a publié de nouvelles règles en décembre 2022 qui obligent les services publics à analyser les alternatives non pipelinières pour tout nouveau projet d'entreprise et d'expansion de capacité, bien qu'ils ne soient malheureusement pas confrontés à de telles exigences pour les projets de remplacement ou de réparation. Et le personnel de la PUC de Californie a récemment présenté un projet de cadre de déclassement du gaz recommandant aux régulateurs de cet État d'exiger que les services publics de gaz analysent les NPA pour tout projet de réparation ou de remplacement non urgent. La Commission n'a pas encore adopté de règles définitives.

Les dirigeants cascadiens devront trouver le bon lieu de réglementation pour suivre et, mieux encore, s'appuyer sur les efforts des autres États. Les régulateurs pourraient exiger des services publics de gaz qu'ils proposent des zones à fort potentiel pour le démantèlement et l'électrification des quartiers dans le cadre des plans de ressources intégrés régulièrement déposés par les services publics. Les organismes de réglementation « reconnaissent » les plans, ce qui augmente la probabilité que le service public soit en mesure de récupérer les coûts qu'il a dépensés dans un dossier tarifaire ultérieur. Cependant, la reconnaissance ne signifie pas l'approbation préalable. Ou ils pourraient exiger la même analyse dans de nouvelles procédures distinctes sur les infrastructures gazières à long terme. Le premier a l'avantage de ne pas empiler davantage de processus sur des régulateurs déjà occupés, mais le second peut permettre aux régulateurs et au public d'évaluer plus facilement des projets d'infrastructure gazière spécifiques par rapport à des alternatives non pipelinières.

En l'absence de changements réglementaires proactifs, les législateurs pourraient exiger une nouvelle planification prospective du système de gaz qui favoriserait le démantèlement stratégique et l'électrification des quartiers. Au Colorado, la loi de 2021 sur le "plan de chauffage propre" de la législature a incité la Commission à publier les nouvelles règles de planification du gaz de cet État.

Même avec des remises étatiques et fédérales sur les poêles, sécheuses et radiateurs respectueux du climat et sur les panneaux électriques améliorés, l'électrification des quartiers coûtera cher. Les ménages qui gagnent plus de 150% du revenu médian d'une région ne sont pas éligibles aux rabais d'électrification de l'Inflation Reduction Act (IRA), par exemple, mais peuvent toujours ne pas être en mesure de se permettre une suite complète de mises à niveau. (Ces ménages à revenu plus élevé peuvent toujours profiter des remboursements d'impôt de l'IRA.)

Il n'y a pas de consensus sur qui devrait assumer les coûts de l'électrification des quartiers et s'ils devraient être en mesure de gagner de l'argent en le faisant. Vous trouverez ci-dessous trois options potentielles (mais pas mutuellement exclusives ou exhaustives) et les perspectives initiales de Sightline sur les avantages et les inconvénients de chacune. En fin de compte, les dirigeants cascadiens devront équilibrer le démantèlement des conduites de gaz et l'électrification des quartiers au rythme et à l'échelle urgents que le changement climatique exige avec la protection des contribuables contre les coûts énergétiques inéquitables et injustes.

Les services publics de gaz pourraient utiliser l'argent qu'ils auraient autrement dépensé pour de nouvelles conduites ou des conduites de remplacement pour payer l'électrification du quartier à la place. C'est une idée que certains groupes comme le groupe de réflexion Rocky Mountain Institute (RMI) ont suggéré en réponse à la proposition du personnel de la California PUC sur le démantèlement stratégique. (N'oubliez pas que tout ce que les services publics dépensent est finalement répercuté sur leurs clients via les factures d'énergie, si les régulateurs l'approuvent.)

Et RMI et d'autres vont encore plus loin : pour stimuler l'action des services publics de gaz, ils suggèrent que les régulateurs envisagent de permettre aux services publics de gaz de compter les coûts d'électrification comme des « actifs réglementaires ». Ce traitement permettrait au service public d'obtenir un taux de rendement sur ces projets qu'il n'obtiendrait pas normalement. Conformément à cette idée, la PUC de New York a récemment approuvé une demande de ConEdison, le service public combiné de gaz et d'électricité desservant New York et le comté de Westchester, pour obtenir un taux de rendement sur ses programmes alternatifs sans pipeline. ConEd a identifié 21 conduites de gaz desservant 320 foyers qui pourraient être retirées au profit de l'électrification. (ConEd n'a pas répondu à la demande d'informations de Sightline sur l'état actuel de ces projets.)

Suivant les traces de ConEd, en décembre 2022, Pacific Gas & Electric (PG&E) a proposé un projet pilote pour électrifier 391 bâtiments sur le campus de la California State University à Monterey Bay. Le service public affirme qu'il devrait autrement remplacer l'infrastructure de gaz vieillissante sur le campus, pour laquelle il réaliserait des bénéfices. Ainsi, PG&E a demandé à la California PUC de traiter les 17,224 millions de dollars qu'elle prévoit de dépenser pour l'électrification et le démantèlement comme des actifs réglementaires. Si le California PUC approuve la proposition de PG&E, le service public tirerait environ 12 millions de dollars du projet; Les clients de gaz de PG&E rembourseraient le service public par le biais de leurs factures de gaz. PG&E estime que le projet permettrait encore à ses clients d'économiser environ 1 million de dollars par rapport au remplacement de l'infrastructure gazière. Depuis mai 2023, le projet est suspendu suite à la nouvelle direction de CSU Monterey Bay.

Permettre aux services publics de gaz de se lancer dans l'électrification des quartiers et de se remplir les poches pourrait les inciter à utiliser leur échelle et à accéder au capital pour de bon. Dans ce monde, les services publics de gaz pourraient agir de la même manière que les banques vertes, contribuant à financer la transition énergétique. Les régulateurs et les décideurs politiques pourraient également stimuler l'action des services publics par d'autres moyens que de traiter les coûts d'électrification comme des actifs réglementaires. Par exemple, le Washington House Bill 1589, que la législature de 2023 n'a pas adoptée, comprenait plusieurs édulcorants possibles pour le plus grand service public de Washington, Puget Sound Energy (PSE), en échange de la réduction des activités gazières de l'entreprise. Les carottes comprenaient le fait de permettre au service public de gagner un taux de rendement sur les accords d'achat d'électricité et d'augmenter les bénéfices que le service public pourrait réaliser sur les actifs électriques.

Mais offrir aux services publics de gaz des avantages financiers pour l'électrification à partir du portefeuille des contribuables comporte des risques. "Vous avez besoin d'économies provenant des projets de démantèlement stratégiques pour compenser certaines des augmentations des tarifs de gaz que nous constatons", a expliqué Claire Halbrook de Gridworks. Elle s'inquiète des scénarios dans lesquels un projet d'électrification de quartier coûterait le même prix qu'un projet de remplacement de gazoduc, et le service public répercuterait ces coûts équivalents sur les clients du gaz. Cela éliminerait l'une des principales raisons du démantèlement du gaz : la redimensionnement des coûts du système de gaz à un nombre décroissant de clients du gaz. (Remarque : GeoNetworks, dont Sightline a déjà parlé, en tant qu'option d'électrification de quartier, peut éviter ce problème car les ménages électrifiés resteraient clients de l'ancien service public de gaz, désormais "thermique". Mais, en fonction du coût d'installation de GeoNetworks, qui n'est pas encore connu, des tarifs trop élevés pour les clients gaz/thermiques pourraient toujours constituer un risque.)

Si les régulateurs choisissent de motiver financièrement les services publics de gaz à se lancer dans le démantèlement et l'électrification des quartiers, ils peuvent encore atténuer le risque de tarifs de gaz injustes et inéquitables. Par exemple, les régulateurs pourraient permettre aux services publics de gaz de réaliser un bénéfice inférieur (mais toujours quelque chose) à celui qu'ils auraient sur le projet d'infrastructure gazière et/ou de raccourcir la période de récupération des coûts d'électrification par rapport à l'infrastructure gazière traditionnelle. Cette dernière option permettrait aux clients d'économiser de l'argent par rapport à un investissement traditionnel dans l'infrastructure gazière, car les coûts seraient répartis sur un plus grand nombre de clients dès le départ (avant qu'ils ne quittent le système gazier) et l'investissement générerait moins d'années d'intérêt. (Un concept similaire est le coût total inférieur d'une hypothèque de 15 ans par rapport à une hypothèque de 30 ans.) En effet, plusieurs groupes, y compris le Sierra Club, poussent le California PUC à réduire le gain financier que PG&E propose de collecter auprès de son projet pilote de la California State University Monterey Bay.

Alternativement, ou peut-être en plus, le même modèle que l'option A pourrait s'appliquer aux services publics d'électricité au lieu de ceux de gaz. Dans les cadres réglementaires actuels, les services publics d'électricité appartenant à des investisseurs récupéreront déjà avec profit toute mise à niveau de l'infrastructure « avant le compteur » associée à l'électrification du quartier6. En revanche, les coûts « derrière le compteur » se produisent du côté du client d'un compteur d'électricité, comme les appareils électroménagers ou les mises à niveau du panneau électrique. Mais tout comme les services publics de gaz, ils ne pourraient pas aujourd'hui profiter de quoi que ce soit que les régulateurs ne comptent pas comme un actif réglementaire.

Comme ils pourraient le faire avec les services publics de gaz, les régulateurs pourraient décider de conserver le modèle de tarification actuel et exiger toujours que les services publics d'électricité poursuivent l'électrification des quartiers sans incitation financière. C'est l'approche que les régulateurs californiens ont adoptée pour un pilote convertissant des maisons du bois ou du propane au gaz ou à l'électricité dans la vallée de San Joaquin.

Mais tout comme dans le cas des services publics de gaz, permettre aux services publics d'électricité de réaliser des bénéfices pourrait les encourager à prioriser et à poursuivre des projets d'électrification de quartier. Le grand risque de faire cela est que cela pourrait entraîner une augmentation des tarifs d'électricité, ce qui pourrait nuire à l'électrification dans son ensemble.

"Surtout en Californie, où nous avons des tarifs d'électricité très élevés, les tarifs envoient un signal qui décourage l'électrification", a déclaré Kiki Velez, avocate de la transition équitable du gaz au NRDC, à Sightline. Elle craint que tout coût supplémentaire du côté de l'électricité soit à la fois inéquitable et autodestructeur. Cela peut être un peu moins préoccupant à Cascadia, où les tarifs d'électricité au détail sont environ la moitié de ce qu'ils sont en Californie. Pourtant, l'inégalité énergétique est une préoccupation ici; à Washington, par exemple, un quart des ménages sont surchargés d'énergie, ce qui signifie qu'ils dépensent plus de 6 % de leurs revenus en factures d'énergie. Les régulateurs devraient concevoir avec soin toutes les incitations aux services publics de manière à éviter d'aggraver ces inégalités et, mieux encore, à les atténuer.

Enfin, le coût de l'électrification du quartier pourrait être entièrement supprimé des tarifs des services publics, qui sont un système notoirement régressif. Au lieu de cela, un nouvel impôt progressif ou des incitations existantes géographiquement ciblées pourraient payer la facture. "Nous devrions concentrer les dollars d'électrification sur l'électrification ciblée et non sur l'électrification dispersée", a déclaré Claire Halbrook de Gridworks à Sightline.

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Et en effet, beaucoup d'argent est déjà sur la table. Les États américains de Cascadia recevront collectivement plus de 250 millions de dollars de l'IRA à distribuer pour l'électrification des maisons. Et l'Oregon et Washington offrent des millions de dollars pour les pompes à chaleur et autres appareils propres. Les services publics individuels de Cascadia proposent également des programmes d'incitation (voir ici, par exemple).

Mais à ce jour, les législateurs et les agences étatiques n'ont pas ciblé ce financement vers les zones à fort potentiel de démantèlement stratégique et d'électrification des quartiers. (La plupart des États n'ont pas encore compris comment ils débourseront le nouvel argent de l'IRA.) Cela nécessiterait une collaboration entre les agences d'État recevant et distribuant ces fonds et les services publics poursuivant les projets d'électrification des quartiers. De plus, les dirigeants devront se demander comment maintenir l'accent sur l'aide à l'électrification des clients à faible revenu tout en ciblant les quartiers à fort potentiel de démantèlement stratégique du gaz, qui peuvent ne pas être identiques.

La mise hors service des conduites vieillissantes au lieu de les remplacer est l'opportunité la plus simple pour les services publics de réduire le système de gaz. Mais assez tôt, les régulateurs et les services publics devront compter avec la fermeture des conduites de gaz qui n'ont pas encore atteint la fin de leur durée de vie prévue.

Qui supporte le coût de ces «actifs bloqués» revient en fin de compte aux régulateurs et s'ils décident s'ils décident que les services publics ont fait des investissements dans les infrastructures «avec prudence». 7>Les actifs échoués sont des infrastructures qui ne peuvent pas être utilisées pendant la durée de leur durée de vie économique prévue et deviennent donc un passif. Les régulateurs peuvent permettre aux services publics et à leurs actionnaires d'être entièrement remboursés (c'est-à-dire de « récupérer ») auprès des contribuables la valeur des actifs bloqués, avec ou sans taux de rendement. Alternativement, ils peuvent décider que les actionnaires des services publics devraient assumer le coût des investissements effectués de manière imprudente, dégageant ainsi les contribuables de toute responsabilité. Les régulateurs ont poursuivi chacune de ces options dans d'autres cas, y compris pour des centrales nucléaires annulées ou d'autres types de centrales électriques.

On peut soutenir que la plupart, sinon la totalité, des investissements récents des services publics dans de nouvelles infrastructures gazières pourraient être considérés comme "imprudents" étant donné la reconnaissance mondiale généralisée de la nécessité d'abandonner rapidement les combustibles fossiles, y compris le gaz. Mais les régulateurs continuent de reconnaître les projets des services publics de dépenser davantage pour le gaz et leur permettent d'intégrer les dépenses d'infrastructure gazière dans leur base tarifaire. Ces mesures réglementaires donneraient du poids à la demande de tout service public d'être entièrement remboursé sur ses investissements.

Ainsi, les régulateurs cascadiens pourraient rendre explicite une «ligne claire» - un délai après lequel les services publics ne devraient pas s'attendre à être remboursés par les clients du gaz pour l'installation de nouvelles infrastructures polluantes. Une ligne claire conservatrice serait après qu'un État ou une province ait adopté une politique climatique à l'échelle de l'économie. Cela signifierait que les services publics et leurs investisseurs seraient responsables de toute dépense d'infrastructure gazière effectuée après 2007 en Colombie-Britannique, après 2020 à Washington et après 2021 en Oregon qui n'était pas nécessaire pour résoudre un problème urgent de sécurité ou de fiabilité.

Pourtant, cela laisserait des milliards de dollars d'actifs dans une zone grise. Qui devrait payer les actifs que les services publics ont installés après que le changement climatique a été largement compris, mais avant que les États où les entreprises opèrent n'adoptent des politiques pour faire quoi que ce soit à ce sujet ? Et que devraient faire les régulateurs dans les parties de Cascadia où les législateurs n'ont pas adopté de politiques climatiques à l'échelle de l'économie ?

À titre d'exemple illustratif de l'aggravation continue du risque lié aux actifs échoués, les services publics de gaz de Cascadia ont augmenté la valeur des actifs non amortis de leur système de distribution de gaz de plus de 4 milliards de dollars entre 2013 et 2021, passant d'environ 7 milliards de dollars à 11,2 milliards de dollars. Les actifs du réseau de distribution de gaz, tels que les gazoducs, perdent de la valeur au cours de leur durée de vie utile, c'est-à-dire qu'ils se déprécient. Lorsque les sociétés gazières installent de nouvelles infrastructures, la valeur totale des actifs de la société qui n'ont pas encore été amortis augmente, car ces infrastructures sont au tout début de leur durée de vie utile. Ainsi, une valeur d'actif non amortie croissante signifie davantage de nouvelles canalisations et d'autres infrastructures gazières. (La répartition par service public est illustrée par le graphique ci-dessous, les barres rouges représentant les actifs non amortis en 2013 et les barres bleues les représentant en 2021.) Cela signifie que le montant que les contribuables du gaz peuvent être tenus de rembourser aux services publics et à leurs investisseurs est maintenant supérieur de plusieurs milliards de dollars à ce qu'il était il y a dix ans. C'est exactement le contraire de la tendance que nous verrions si les services publics de gaz réduisaient leurs infrastructures conformément à la science du climat.

Ainsi, en plus de tracer une «ligne claire», les régulateurs de Cascadia pourraient immédiatement engager une procédure pour estimer l'ampleur probable des futurs actifs bloqués dans la région et élaborer des règles et des procédures pour protéger les contribuables. (La « dépréciation accélérée » et la « titrisation »8 sont des mécanismes financiers qui pourraient partiellement empêcher les contribuables de supporter le coût total des actifs immobilisés. La « dépréciation accélérée » est un mécanisme financier qui raccourcirait la période d'amortissement d'un investissement dans une infrastructure gazière pour refléter la durée réelle d'utilisation et d'utilité dans le contexte du changement climatique et des politiques climatiques. avant que beaucoup ne quittent le système de gaz, ce qui permet finalement aux clients d'économiser de l'argent. La "titrisation" est un autre mécanisme financier dans lequel le législateur émet une obligation garantie par le contribuable, dont le produit est utilisé pour racheter les actifs bloqués et les retirer de la base tarifaire. Les clients sont toujours tenus de rembourser l'actif bloqué, mais sans taux de rendement pour les services publics. Voir plus de discussion sur ces deux outils ici.

Voir la discussion de ces idées par l'Environmental Defense Fund dans son rapport sur les actifs gaziers bloqués en Californie.)

En fin de compte, le traitement complet du défi des actifs bloqués peut nécessiter un financement public supplémentaire de la part des législateurs des États, si les régulateurs décident qu'il n'est ni juste de refuser aux services publics et à leurs actionnaires le remboursement, ni juste ou raisonnable de faire supporter le coût aux contribuables.

Cascadia est électrisante. Son infrastructure gazière doit maintenant se réduire en conséquence. Le déclassement stratégique du gaz et l'électrification des quartiers sont la voie de l'avenir et nécessiteront de nouvelles stratégies, parfois non testées, de la part des régulateurs et des législateurs. Les premiers travaux en Californie, au Colorado et à New York peuvent donner à Cascadia un bon départ. Les premières étapes intelligentes consisteraient à supprimer «l'obligation de servir» des services publics de gaz, obligeant les services publics de gaz à identifier les projets d'électrification et de démantèlement des quartiers qui peuvent éviter le besoin de conduites de gaz nouvelles et de remplacement, à galvaniser l'électrification des quartiers grâce à de nouveaux mécanismes de financement plus ciblés et à protéger les contribuables des actifs bloqués.

Avant tout, les dirigeants cascadiens devront suivre les principes d'accélération de l'action pour lutter contre le changement climatique par le biais de politiques et de réglementations potentiellement nouvelles et innovantes, ainsi que de minimiser les charges pesant sur les ménages à faible revenu.

Construire et encourager des appareils et des infrastructures propres pour les maisons individuelles - l'approche de Cascadia à ce jour - est nécessaire mais pas suffisant pour relever le défi climatique d'aujourd'hui. Il est temps maintenant de changer radicalement pour électrifier des quartiers entiers et commencer le travail encore plus difficile de démêler les communautés des infrastructures sales.

TABLEAU 1 : NORTHWEST UTILITIES PRÉVOIT DE DÉPENSER PLUS D'UN MILLIARD DE DOLLARS POUR REMPLACER LES TUYAUX VIEILLISSANTS AU COURS DE LA PROCHAINE DÉCENNIE

Sources: Documents du programme de remplacement des pipelines (PRP) déposés auprès de l'Oregon PUC et de l'UTC de Washington par Avista, PSE et Cascade Natural ; Affaire n° INT-G-17-07 déposée auprès de l'Idaho PUC par Intermountain Gas.

Méthodologie: PSE et Avista fournissent des informations sur les miles qu'ils ont déjà remplacés dans l'Oregon et à Washington dans le cadre du PRP et sur les totaux qu'ils prévoient de remplacer. Sightline a trouvé la différence pour estimer le nombre de miles restant à remplacer et a utilisé les coûts historiques moyens par mile pour estimer les coûts restants. Avista fournit également des tuyaux prioritaires à remplacer dans l'Idaho, l'Oregon et Washington ; Sightline a calculé les chiffres de l'Idaho en soustrayant les totaux de l'Oregon et de Washington du total des trois États. Cascade ne fournit pas d'informations sur le nombre total de kilomètres qu'il prévoit de remplacer, Sightline a donc estimé les kilomètres restants à remplacer et les coûts par mile sur la base des moyennes historiques de l'entreprise. Les chiffres d'Intermountain Gas sont basés sur un dossier de 2018 que la société a déposé auprès de l'Idaho PUC indiquant qu'elle avait 580 miles de tuyaux à remplacer et qu'elle les remplaçait à un rythme de 5 miles par an.

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