Introduction

En prévision des réunions sur les changements climatiques de la COP21 à Paris tenues en décembre dernier, de concert avec les politiques sur le carbone annoncé par le nouveau gouvernement fédéral libéral, le 22 novembre 2015, la première ministre de l’Alberta, Rachel Notley, a mis de l’avant plusieurs politiques liées au climat pour sa province. Son plan d’action contre les changements climatiques (Climate Leadership Plan)¹ contient quatre cibles ambitieuses:

• Une taxation élargie sur toutes les émissions de monoxyde de carbone (« CO₂ »);
• Un plafond de 100 mégatonnes d’émissions totales de CO₂ provenant des sables bitumineux;
• Une mise hors service accélérée de la production d’électricité au charbon, et;
• Des quotas pour la production d’énergie électrique renouvelable.

Ces politiques semblent avoir été bien reçues dans le monde et devraient donner un coup de pouce pour améliorer le permis social d’exploitation de l’Alberta. Toutefois, lorsqu’elles sont combinées aux répercussions économiques en Alberta causées par les bas prix du pétrole et du gaz naturel actuels et par une augmentation parallèle des prix de livraison d’électricité. Ces derniers changements de politiques, relié au domaine de l’électricité, peuvent éventuellement avoir de nombreuses répercussions sur le marché de production d’électricité concurrentiel de l’Alberta et sur ses systèmes de distribution et de transport réglementés.

En tenant compte de la publication du budget provincial en avril 2016, la manière de mettre en œuvre ces politiques élargies en matière d’énergie, particulièrement en fonction des conditions économiques actuelles, semble être la prochaine étape du processus pour le gouvernement. Les questions liées au processus clé concernant les effets de ces nouvelles politiques sur le système électrique de l’Alberta que les organismes de règlementation et le gouvernement devront aborder comprennent notamment ce qui suit :

• De quelle manière les mises hors service des centrales au charbon pourront-elles être accélérées sans créer de niveaux inacceptables de délaissement d’actifs, sans compromettre la fiabilité ou sans ajouter un fardeau démesuré aux consommateurs d’électricité?
• De quelle manière l’augmentation mandatée de la capacité de production d’énergies renouvelables pourra-t-elle représenter un incitatif sans compromettre le marché de production d’électricité concurrentiel de l’Alberta?
• De quelle manière pourrons-nous empêcher la duplication de coûts de l’infrastructure de transport et de distribution alors que nous augmentons la proportion d’électricité renouvelable dans le système?

En outre, dans une économie où les revenus des exportations d’énergie ont été réduits, les Albertains demandent également au gouvernement de veiller à les protéger contre les autres hausses de coûts dans la mesure du possible. Voici quelques exemples de questions soulevées par la politique portant sur les changements climatiques proposée :

• De quelle manière pouvons-nous continuer à retenir et à attirer de nouveaux investisseurs dans la capacité de production d’électricité, ce qui augmenterait l’approvisionnement et par conséquent, réduirait les coûts?
• De quelle manière pouvons-nous garantir que les coûts de transport et de distribution correspondent davantage aux autres indicateurs économiques en Alberta?
• De quelle manière les consommateurs seront-ils touchés lorsque les accords d’achat d’énergie (AAE) des grossistes en énergie arriveront à terme et qu’ils retourneront ces obligations au système d’équilibrage (Balancing Pool)?

Pour explorer au moins quelques-unes de ces questions, nous avons choisi de les diviser selon les trois secteurs d’analyse suivants :

1. Production d’électricité : Les répercussions éventuelles de la fermeture accélérée de centrales au charbon et de l’intégration d’énergie renouvelable pour le système de production fondé sur le marché de l’Alberta.
2. Transport et distribution d’électricité : Les conséquences sur les coûts, la fiabilité et la logistique de l’entrée de nouvelles sources additionnelles d’énergie renouvelable intermittentes et distribuées dans le réseau électrique.
3. Accords d’achat d’électricité : Les conséquences liées à la fin prématurée des AAE pour les centrales au charbon en particulier et sur le marché en général.

En plus de ces trois thèmes, nous croyons également qu’il y a une question finale relative à la politique avec d’énormes conséquences réglementaires que le gouvernement doit également examiner avant d’aller de l’avant avec des changements majeurs au système actuel. Étant donné la direction et l’importance éventuelle des changements de politique énergétique qui se traduiront par la mise en œuvre du plan d’action contre les changements climatiques, nous avons la question suivante:

Est-ce le bon moment pour le gouvernement d’évaluer l’impact d’un retour à un système électrique entièrement réglementé pour la province de l’Alberta?

Production d’électricité

Contrairement aux autres compétences au Canada, l’électricité en Alberta est produite au sein d’un marché concurrentiel. La transition de la production d’électricité de l’Alberta vers un système fondé sur le marché a commencé en 1996 et visait à encourager l’efficience dans le secteur grâce à une concurrence saine. Cependant, les nouvelles compagnies de production qui devaient se joindre au marché commercial de la production n’y sont jamais entrées. Les quelques-unes qui y sont entrées en sont ensuite ressorties assez rapidement.

Pendant des décennies, la nouvelle production en Alberta était construite à l’aide de capitaux privés, mais depuis 2001, les propriétaires de centrales électriques devaient entièrement assumer le risque financier pour les nouveaux investissements en matière de production. En vertu de la dérèglementation, l’Alberta Utilities Commission (AUC) ne fait maintenant qu’« [Traduction] approuver la production au niveau de l’installation; c.-à-d. qu’un producteur doit se conformer à la règlementation comme les normes de conception et environnementales ainsi que celles liées aux consultations publiques. L’AUC ne réglemente pas sur l’emplacement des centrales de production au sens large, du type de centrale de production construite, du nombre de centrales de production construites, de qui construira les centrales de production, ni ultimement les retours que les centrales engendreront pour leurs propriétaires».²

L’Alberta Electricity System Operator (AESO), lequel planifie le système électrique de l’Alberta et l’exploite, y compris un marché concurrentiel d’électricité de vente en gros, n’a également pas la capacité de dicter si une nouvelle centrale de production sera construite, à quel moment et à quel endroit ou encore quels seront les retours que les centrales engendreront pour leurs propriétaires. Les décisions en matière d’investissement sont guidées uniquement par les revenus que les producteurs souhaitent réaliser des ventes d’énergie, d’où le terme « marché traitant uniquement de l’énergie ».

Entre 2002 et 2008, suite à une forte augmentation et un déclin subséquent dû à la règlementation, le prix payé par les Albertains pour la portion production de leur facture d’électricité a augmenté de façon relativement stable. Lors de certaines années, malgré l’argument précédent que la concurrence devrait faire baisser le prix, les coûts de production ont également augmenté plus rapidement que dans les autres juridictions. Par contre, étant donné que le coût réel de la production n’était pas caché ailleurs, comme cela est arrivé dans d’autres juridictions, les augmentations étaient sensiblement raisonnables et reflétaient également l’économie relativement forte.

De la même manière, les prix de l’électricité plus récents ont considérablement chuté en ligne avec l’économie, d’abord en 2009 et ensuite en 2014. Contrairement à ce qui peut survenir dans les marchés réglementés, cela suggère qu’au moins le prix de la production d’électricité en Alberta reflète maintenant les signaux de marché plus large, notamment l’approvisionnement relatif à la demande. Actuellement, les Albertains profitent de coûts de production très bas et, étant donné le climat économique actuel, ils ne semblent pas souhaiter de changements à leur système qui feraient augmenter les coûts. Bien entendu, cela soulève des questions sur les implications potentielles du plan de lutte contre les changements climatiques axé sur le leadership relativement aux principes sous-jacents du marché de production d’électricité déréglementé de l’Alberta.

Ce plan comporte deux engagements du gouvernement qui dérangent particulièrement les promoteurs de la production d’électricité déréglementée. Le premier concerne une accélération artificielle de la mise hors service des centrales électriques au charbon. Le gouvernement a indiqué que d’ici la date cible de 2030 : « [Traduction] les centrales de charbon seront mises hors service progressivement et remplacées par des centrales électriques alimentées au gaz naturel et à l’énergie renouvelable ou elles utiliseront une technologie qui ne produit aucune émission ».³

Le deuxième engagement concerne la prescription de cibles d’énergie renouvelable pour l’électricité en Alberta avec un objectif énoncé par le gouvernement qui stipule que : « [Traduction] d’ici 2030, les sources d’énergie renouvelable, comme l’énergie éolienne et solaire, compteront pour un maximum de 30 % de la production d’électricité ».⁴ Ces deux politiques suggèrent que le gouvernement entrera de nouveau de façon marquée dans le marché de la production.

Les Albertains posent maintenant de bonnes questions sur la manière dont ces engagements seront mis en œuvre. En ce qui a trait à une date de retrait fixe des centrales au charbon, un des problèmes importants concerne les répercussions économiques liées à un tel droit d’investissement délaissé. Actuellement, la province compte 18 centrales au charbon en activité. Le retrait de 12 d’entre elles est déjà prévu d’ici 2030 sans intervention de la province. Ces mises hors service se feront à la fin nominale de leur durée économique en fonction de la règlementation fédérale; par conséquent, la province devrait faire face à un faible risque financier, voire aucun.

Par contre, si la date limite de la province pour retirer la production de l’électricité produite au charbon en Alberta demeure 2030, six autres centrales seront mises hors service prématurément, avant l’entrée en vigueur des exigences fédérales et, dans certains cas, bien avant la fin de leur durée économique. Par exemple, la centrale la plus récente, celle de Keephills#3, a été mise en service en 2011 et, selon la règlementation et les prévisions de marché actuelles, elle sera conforme tant au niveau économique qu’en fonction des exigences fédérales jusqu’à la fin de 2051. Sa mise hors service prématurée, forcée et éventuelle pour respecter les nouvelles exigences provinciales relatives aux changements climatiques représente un risque de taille de délaissement d’actifs pour les propriétaires. De plus, elle présente un énorme risque de coûts futurs pour les consommateurs de l’Alberta qui seront ultimement tenus responsables de ces coûts. Les estimations conservatrices de la valeur comptable nette restante de ces centrales se calculent en milliards si le gouvernement ou les tribunaux devaient déterminer qu’une compensation est due.

Les consommateurs albertains sont inquiets de la manière dont les coûts et la fiabilité seront maintenus à mesure que les différentes centrales au charbon sont mises hors service. Les Albertains dépendent actuellement de la production d’électricité au charbon pour environ 65 % de la demande de base de production électrique de la province et, bien entendu, dans un marché déréglementé il n’y a aucun mécanisme public pour garantir que cette production sera remplacée. Qu’il s’agisse d’exigences provinciales ou fédérales, une mise hors service désorganisée pourrait mener à une réduction de l’approvisionnement, à des prix plus élevés, mais surtout à une réduction de la fiabilité publiquement inacceptable.

Le 2015 Climate Leadership Report to Minister⁵ est, à juste titre, susceptible d’offrir au moins une solution partielle à ce dilemme. Le rapport ne suggère pas de mettre hors service les centrales au charbon en soi. Le comité suggère plutôt que:

« le gouvernement poursuive un retrait prévisible de l’énergie au charbon s’il détermine que cela ne sera pas uniquement un résultat des effets combinés de la tarification du carbone, des politiques et règlementations renouvelables sur la qualité de l’air et un standard de performance fédéral sur la fin de vie utile des centrales au charbon ».⁶

Étant donné que les énormes avancées dans les technologies de capture de CO₂ se poursuivent, et qu’il reste encore 14 ans pour les mettre en œuvre, il serait très raisonnable pour le gouvernement d’offrir une solution de rechange plutôt que d’insister sur la mise hors service comme seule option. Cette solution de rechange consisterait à offrir aux propriétaires de centrales au charbon l’option de respecter de nouvelles normes d’émission très strictes d’ici 2030 grâce à des améliorations technologiques.

Choisir cette option ferait augmenter les coûts, mais éviterait de délaisser des investissements et de maintenir les niveaux de production. Malheureusement, le gouvernement a potentiellement limité cette option en indiquant que les centrales au charbon devraient générer « zéro pollution »⁷ pour demeurer en opération après 2030. Toutefois, comme cette cible est manifestement injuste qu’aucune source d’énergie, renouvelable ou non, ne peut rencontrer, il devrait être possible de faire preuve de bon sens et de travailler à optimiser la valeur des centrales restantes.

1. Terry Boston, un cadre du secteur énergétique à la retraite des É.-U., a été nommé par la première ministre Notley comme personne-ressource pour la mise hors service progressive des centrales au charbon (Coal Phase-Out Facilitator) pour offrir des conseils sur la manière de traiter les implications économiques et liées à la fiabilité de l’électricité de ces retraits prématurés de centrale. Son travail est très important puisqu’un programme de mise hors service gouvernemental qui traiterait mal les actionnaires pourrait facilement sonner le glas des investissements privés futurs dans le marché de production électrique de l’Alberta.

Des questions similaires sont soulevées en ce qui a trait à la méthode suivie par le gouvernement pour livrer l’augmentation mandatée de son portefeuille d’énergie renouvelable avec les réponses associées ayant un vaste éventail de répercussions potentielles. Par exemple, rien n’est encore clair à savoir si le gouvernement s’attend à ce que l’AESO démontre que 30 % de l’électricité produite est vraiment générée par des sources renouvelables ou si sa tâche est de veiller à ce que les sources renouvelables comptent pour 30 % de la capacité de production? Ces deux interprétations de la cible du gouvernement apportent des réponses bien différentes avec de sérieuses répercussions sur le prix et la fiabilité.

La vitesse à laquelle les sources renouvelables accrues sont introduites représente également un autre problème. Si le gouvernement choisit un échéancier aussi rapide pour la transition vers l’énergie renouvelable, certains examinent d’autres juridictions, comme le R.-U. par exemple, et doutent de la capacité de l’Alberta de réussir à intégrer des niveaux croissants si importants d’énergie solaire et éolienne dans le réseau. Les niveaux de production requis pouvant être répartis pour servir de filet de sécurité à la production d’énergie renouvelable seront importants et devront fort probablement être produits par du gaz naturel pour offrir une souplesse suffisante. Cela exigera un investissement en capital de grande envergure et, en l’absence d’une nouvelle politique gouvernementale additionnelle, il devra être fait par des investisseurs privés sans aucune garantie d’un retour sur l’investissement. D’autres contestent l’intérêt continu des propriétaires fonciers en Alberta, particulièrement dans les régions venteuses au sud, de libérer de grandes étendues de terre pour l’installation des éoliennes.

En outre, comme dans le cas de la mise hors service mandatée de la production au charbon, d’autres questions importantes liées à la politique plus large demeurent. Par exemple, de quelle manière l’AESO réalisera-t-il l’un de ces objectifs tout en conservant un système de production déréglementé où les facteurs économiques représentent le signal clé pour de nouveaux investissements privés? Chaque fois que le gouvernement choisit de favoriser, par des incitatifs, une forme de production de manière importante, il y a clairement un risque de rebuter les investissements dans les autres formes de production. Par exemple, Layzell et. al⁸ de l’Université de Calgary a récemment proposé qu’en augmentant significativement la coproduction dans les opérations futures et existantes de séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (SGSIV), l’Alberta pourrait arriver à une plus grande réduction de l’émission de CO² et ce, plus rapidement et en limitant l’impact sur l’efficacité énergétique.

Il n’y a aucun doute que le gouvernement de l’Alberta souhaite mettre de l’avant une méthode fondée sur des solutions pour la mise hors service de la production d’électricité au charbon axée sur la politique ainsi que l’intégration de niveaux accrus d’énergie renouvelable dans notre marché de production d’électricité. Malgré tout, le défi sera probablement bien plus important que la simple recherche du bon rythme pour la transition si le gouvernement souhaite également maintenir un marché de production fiable et concurrentiel.

Transport et distribution d’électricité

Récemment, les Albertains se sont penchés de plus en plus sur les coûts relatifs au transport et à la distribution. Contrairement aux coûts de production, ceux du transport et de la distribution sont réglementés et ne sont pas sensibles au déclin de l’économie.

L’énergie renouvelable a tendance à être davantage intermittente et distribuée que l’énergie non-renouvelable. Une augmentation significative de l’énergie renouvelable nécessitera une infrastructure de transport et de distribution différente à celle des centrales électriques plus classiques. Par exemple, si une grande portion de cette nouvelle énergie renouvelable provient de petites centrales, ces dernières se fieront au système de distribution pour intégrer leur production sur le réseau. Ces nouvelles sources d’électricité devront être intégrées dans les systèmes en place qui ont été construits au départ pour soutenir des sources de base d’électricité non renouvelables et/ou pour alimenter les maisons, et non sortir des maisons.

L’AESO a déjà réussi à intégrer l’électricité éolienne dans le réseau de transport de l’Alberta, spécialement au sud de l’Alberta. Par contre, la politique du plan de lutte contre les changements climatiques axé sur le leadership propose une augmentation encore plus poussée des énergies renouvelables. Un défi important en allant de l’avant consistera à accélérer le rythme de cette intégration de l’énergie renouvelable dans l’infrastructure en place, sans créer un système double et/ou de nouveaux coûts importants pour les consommateurs.

Étant donné que les coûts de transport et de distribution ont déjà augmenté rapidement relativement aux coûts de production, une question qui semble déjà être examinée consiste à savoir si les coûts actuels de transport et de distribution sont justifiés. L’Alberta est actuellement divisée en plusieurs régions où des entreprises individuelles détiennent le droit exclusif de transporter et de distribuer de l’électricité sans concurrence. Comme c’est le cas dans d’autres systèmes de production d’électricité réglementés, ces entreprises ont l’« obligation de servir » et, par conséquent, doivent respecter les directives de la politique gouvernementale. Toutefois, contrairement à la production en Alberta, ces entreprises de transport et de distribution sont largement protégées contre les risques économiques liés à ces nouvelles politiques. Étant donné que leurs investissements sont considérés comme « prudents » par leur organisme de règlementation, en l’espèce l’AUC, le capital et les coûts d’exploitation sont normalement couverts dans le tarif de base.

En contrepartie de cette obligation de servir, les services publics réglementés ont eu l’occasion de faire un rendement de capitaux propres (RCP) à un taux établi par l’AUC. Le RCP approuvé pour 2015 était de 8,3 %, en fonction des conditions économiques de 2013. Étant donné que le RCP de service public prescrit est tourné vers l’avenir, c’est-à-dire qu’il est conçu pour refléter les conditions économiques futures fondées sur des données réelles d’un exercice de référence, la prochaine révision du RCP est prévue pour 2017 en fonction des données de 2015.

Même si les données de 2015 refléteront une bonne portion du ralentissement économique, un RCP de 8,3 % serait bien entendu considéré comme exceptionnel pour de nombreuses entreprises dans l’économie d’aujourd’hui. Par conséquent, pour l’établissement d’un nouveau RCP pour les services publics, même s’il est attendu que l’AUC ne se fie qu’aux données de l’exercice de référence, les consommateurs mettront beaucoup de pression sur l’AUC pour qu’elle tienne compte des données après 2015 et qu’elle détermine ce qu’est un RCP « juste et raisonnable » lorsqu’une récession touche l’ensemble de la province. Sans aucun doute, L’AUC devra examiner cette question : «  [Traduction] étant donné que d’autres entreprises exploitées en Alberta en font plus pour moins, les services publics réglementés ne devraient-ils pas au minimum faire la même chose? »

Même dans des conditions moins difficiles, il y a toujours des pressions de consommateurs dans le dossier des tarifs où l’on demande à l’organisme de règlementation d’examiner au-delà de l’exercice de référence, particulièrement si cela entraînera des coûts plus faibles. Par contre, selon notre point de vue, bien que cela soit tentant, l’établissement du « bon » RCP n’est jamais facile, car un retour sur le capital investi trop faible peut souvent pousser d’autres coûts à la hausse, incluant le coût des emprunts, cette dernière étant également répercutée sur les consommateurs.

En outre, l’Alberta n’a pas besoin d’encore plus d’incertitude sur le marché de l’électricité, ce qu’un dossier de tarif axé sur la politique créerait sûrement. Les services publics ont l’obligation de transporter et de livrer l’électricité aux Albertains, de cette façon, ils sont coincés. Par conséquent, il est essentiel d’avoir un point de vue à long terme global.

Par contre, il peut y avoir d’autres mécanismes à la disposition du gouvernement ou de l’AESO, qui pourrait potentiellement avoir un effet encore plus positif sur les futurs tarifs de transport. S’il est impossible d’éviter l’augmentation des coûts en ajoutant de bonnes quantités d’énergie renouvelable, le gouvernement peut mettre en place des mesures incitatives particulières pour examiner ces options activement à mesure qu’il met en œuvre son plan de lutte contre les changements climatiques axé sur le leadership.

Il est important de noter particulièrement la possibilité de réexaminer le besoin de lignes de transport n’étant toujours pas encore construites.

En 2009, au milieu de plusieurs années de projections de croissance économique « optimistes », un débat amer sur la distribution appropriée des rôles entre le gouvernement et les organismes de règlementation en ce qui a trait aux décisions sur les nouveaux transports a culminé dans le projet de loi 50⁹. Cette législation a déplacé la responsabilité de déterminer le besoin de nouvelles lignes de transport de l’AUC au gouvernement. Cela a éventuellement mené à la construction ambitieuse de nouvelles lignes de transport en Alberta, notamment des lignes importantes nord-sud entre Calgary et Edmonton et deux entre Edmonton et Fort McMurray.

Les deux lignes de transport au sud sont déjà complété et sont partiellement reflétées dans les factures de services publics. Par contre, la demande de la première ligne vers Fort McMurray, budgétée à 1,433 G$, sera présentée devant l’AUC en juin. Même si cette dernière n’a plus l’autorité de déterminer si la ligne est nécessaire, d’autres parties sont autorisées à le faire. Il semblerait très prudent pour ce gouvernement de demander à ses fonctionnaires, particulièrement par rapport au déclin rapide de l’activité des sables bitumineux, de réexaminer soigneusement le besoin pour cette expansion massive de le secteur du transport selon les plans actuels. Les Albertains préfèrent clairement dépenser sur d’autres priorités.

Le gouvernement peut choisir une deuxième option pour réduire les coûts de transport; il peut choisir d’étudier en profondeur la directive de « congestion zéro » de l’AESO et les répercussions de cette politique sur les coûts. Dans le Powering Our Economy : Critical Transmission Review Commitee Report¹⁰ du gouvernement de l’Alberta publié en février 2012, un réseau non congestionné et le rôle de l’AESO dans la prestation de ce réseau sont décrits ainsi :

« [Traduction] Un système de transport robuste et sans contrainte […] qui donne un accès égal afin que tous les consommateurs et les producteurs puissent se connecter au réseau… L’AESO doit planifier un système de transport qui est suffisamment robuste afin qu’en tout temps [je souligne] le transport de toute l’énergie électrique bien fondée anticipée soit possible lorsque toutes les installations de transmission sont en service… ».

La politique de « congestion zéro » a été élaborée sur la prémisse qu’en retirant les contraintes de transport, il serait plus facile de réussir à mettre en œuvre un nouveau marché de production d’électricité concurrentiel. Il est également attendu de réduire le coût de production en veillant à distribuer l’électricité au coût le plus bas.

Si vous êtes un producteur, la congestion zéro semblerait une excellente idée, mais est-ce une bonne politique pour les consommateurs? La question devient encore plus pertinente, car les coûts prennent une portion encore plus grande de la facture de services publics totale des consommateurs. Étant donné que les consommateurs assument la totalité de la facture pour la nouvelle ligne de transport, le gouvernement pourrait faire une étape simple, mais potentiellement très avantageuse, en demandant à l’AUC de réexaminer le besoin de cette politique et de son efficacité. Par exemple, il peut être plus efficace en matière de coût de construire moins d’infrastructures et combler tout débit restreint avec l’utilisation à court terme d’une électricité plus chère approvisionnée par contrat.

Il y a également une troisième façon de mieux contrôler comment les coûts de transport et de distribution sont passés directement aux consommateurs en faisant plus attention de veiller à ce que les coûts en capital associés soient gardés le plus bas possible. Actuellement, l’« aspect prudent » de ces coûts est évalué après les faits par l’AUC, et on comprend aisément pourquoi cette dernière est réticente à appliquer le luxe d’une analyse a posteriori des coûts déjà encourus. Une simple étape additionnelle à ce processus consisterait à obliger les services publics à mettre en poste des gestionnaires des coûts indépendants pour surveiller les coûts des projets de transport et de distribution durant leur construction plutôt qu’après les faits. D’autres juridictions ont tenté cette idée d’un gestionnaire de supervision des coûts indépendant, un poste pas très différent de ce que l’industrie appelle un « ingénieur pour le propriétaire » et sont arrivées à des résultats positifs.

Il est peut-être temps de réfléchir à une idée plus sobre relativement aux politiques de transport et de distribution d’électricité en Alberta. Encore plus que jamais, les Albertains ont besoin de bien réfléchir à la manière dont nous amenons de nouveaux types d’énergie, notamment l’énergie éolienne et les autres énergies renouvelables intermittentes, et la manière dont nous branchons les consommateurs à cette énergie. Une partie de cet examen réfléchi comprend la gestion de tous les coûts.

Annulation des accords d’achat d’électricité

Différents héritages ont découlé de la transition d’un marché énergétique réglementé à un marché déréglementé à la fin des années 1990. Pour atteindre ses objectifs, le gouvernement a été forcé de créer artificiellement un marché de l’énergie (le bassin énergétique [Power Pool] exploité par l’AESO) et de réduire l’énergie mise sur le marché par les exploitants en place (producteurs). Étant donné que le gouvernement souhaitait également réaliser cette réduction d’énergie sur le marché sans avoir à forcer les exploitants à vendre leurs actifs, les AAE ont été introduits comme outil pour y arriver. L’AAE visait à poursuivre le contrat réglementaire précédent entre le gouvernement et les exploitants en fournissant aux propriétaires de ces actifs de production approuvés et précédemment réglementés l’occasion de récupérer leurs coûts fixes et variables pour une « durée de vie de projet » préétablie.

Les AAE étaient également vendus aux enchères à des acheteurs qui croyaient pouvoir tirer des revenus des ventes d’électricité au sein du bassin énergétique sur la durée de vie de l’accord suffisamment supérieurs au prix d’achat de l’AAE. Toutefois, ce ne sont pas tous les AAE mis en vente qui ont reçu une mise acceptable, et les obligations de l’acheteur pour les AAE invendus étaient assumées par le bassin d’équilibrage. Ce dernier a été mis en place par une loi comme entité législative responsable de remplir le vide si aucun acheteur ne misait pour acquérir l’AAE au moment de la dérèglementation. Si certaines conditions étaient remplies, le bassin d’équilibrage devait également assumer un AAE ayant été acquis précédemment par des acheteurs d’électricité.

C’est cette dernière option qui cause présentement la consternation dans le marché de l’électricité en Alberta. Les AAE comprennent une clause accordant le droit à l’acheteur d’électricité de mettre fin à l’AAE sous certaines conditions préétablies, notamment un changement dans les lois environnementales rendant l’AAE « peu rentable ou encore moins rentable ». Récemment en Alberta, il y a eu une recrudescence de résiliations d’AAE entre quatres acheteurs d’électricité (particulièrement, ENMAX, TransCanada, AltaGas et Capital Power) et les producteurs d’électricité provenant de centrales au charbon (particulièrement, TransAlta et ATCO). Ces annulations sont apparemment le résultat des récents changements en matière de politiques sur les changements climatiques de l’Alberta, dans ce cas-ci le règlement actuel de l’Alberta sur les émetteurs de gaz désignés (soit le Specified Gas Emitters Regulation [SGER])¹¹. Les acheteurs d’électricité ont argué que ces changements avaient effectivement rendu les AAE « encore moins rentables ».

Ces résiliations par les acheteurs d’électricité avaient en retour déclenché l’exigence que le bassin d’équilibrage, et par le truchement de ce dernier, le public, devaient assumer à nouveau la responsabilité de ces AAE. Cette hypothèse reliant les contrats au bassin d’équilibrage et avec les politiques sur le climat du gouvernement comme déclencheur des résiliations a soulevé une forte attention médiatique et diverses questions intéressantes. Même si les Albertains ne sont probablement pas familiers avec la plupart sinon l’ensemble des modalités et des concepts, s’ils écoutent la couverture médiatique, ils se posent probablement maintenant des questions sur les répercussions qu’auront ces résiliations sur les consommateurs et sur le rôle du bassin d’équilibrage, qui était jusqu’à maintenant une entité relativement obscure.

Bien qu’il y ait de nombreuses questions litigieuses associées à la résiliation précoce des AAE, il semble y avoir un consensus sur les trois points suivants :

1. Dans le contexte des prix actuels du bassin énergétique, les AAE de production au charbon ne sont habituellement pas considérés comme économiques. Il semble subsister un certain doute que quelques producteurs, peu importe la source de carburant, trouvent les prix actuels acceptables. Cela est particulièrement vrai pour les centrales électriques au charbon qui ont une grande charge de base de tirer profit de la variabilité des prix à court terme. Toutefois, il faut noter que les mêmes AAE ont été économiques par le passé et si les prix de l’électricité devaient augmenter aux niveaux antérieurs, ces AAE peuvent très bien redevenir économiques à l’avenir, même avec les coûts accrus déclenchés par les nouvelles règles en vertu du SGER ou son futur remplacement , la taxe sur le carbone.
2. Les nouvelles dispositions du SGER (ou toute autre forme similaire de taxe sur le carbone) feront augmenter les coûts des détenteurs d’AAE. Étant donné que les efficacités énergétiques disponibles ont probablement déjà été utilisées pour satisfaire les exigences du SGER, respecter ces exigences progressives obligera fort probablement les producteurs d’électricité au charbon à réduire leurs émissions en déployant une nouvelle technologie (et par conséquent le capital) ou a payer un prix par tonne accru autrement. De plus, ces coûts semblent être transférables, par le truchement des AAE, des producteurs aux acheteurs. Le cas échéant, la profitabilité des AAE pour les acheteurs sera encore plus réduite par les nouvelles exigences du SEGR.
3. Si les AAE sont résiliés légalement, le bassin d’équilibrage a l’obligation législative d’assumer les responsabilités de l’acheteur par rapport à l’exploitant. Il semble y avoir peu de débat sur ce dernier point. La question s’articule plutôt autour de quelles options le bassin d’équilibrage pourraient avoir en émettant ces AAE. Ces trois options sont :
   1. Continuer d’offrir l’électricité dans le bassin énergétique. Si cette option est choisie, les consommateurs d’électricité devront payer la différence entre le prix établi par contrat et le prix actuellement reçu pour l’électricité du bassin.
   2. Tenter de vendre l’AAE. Pour y arriver, le bassin d’équilibrage devrait trouver un autre acheteur intéressé. Dans le marché actuel, cette option semble avoir très peu de chance de réussir à court terme, mais cela peut être faisable au fil du temps.
   3. Résiliation de l’AAE. Le bassin d’équilibrage peut choisir de mettre fin à sa relation avec le producteur et payer la valeur comptable nette de ce qui reste à réaliser en vertu du contrat individuel. Cela a déjà été fait et peut s’avérer dispendieux. En 2005, le bassin d’équilibrage a résilié l’AAE de Clover Bar et le propriétaire de l’installation a reçu un montant de 83 M$, la valeur comptable nette restante.

Il est clair qu’aucune de ces options ne sera profitable pour les consommateurs de l’Alberta. Par conséquent, si cette question n’est pas abordée, les répercussions à long terme de ces résiliations demeurent incertaines. Par exemple, le bassin d’équilibrage actuellement émet un crédit aux consommateurs sur leur facture d’électricité, d’environ 3 $ par mois. Si toute l’électricité produite par les AAE récemment résiliés était envoyée dans le bassin énergétique, ce crédit pourrait se transformer en frais supplémentaires sur les factures de consommateurs, de 5 à 10 $ par mois. Bien que le bassin d’équilibrage puisse être en mesure de contrer une partie de ces coûts, dans la mesure où les résiliations d’AAE déclenchent une augmentation des coûts, l’espace politique à la disposition du gouvernement pour faire progresser son plan de lutte contre les changements climatiques axé sur le leadership sera probablement réduit.

En fonction de la réponse initiale du gouvernement relativement à la résiliation précoce des AAE, cela semble une conséquence inattendue de l’exigence de réduire davantage les émissions de carbone en vertu du SGER. Maintenant, une question clé se pose à savoir si les récents changements apportés au SGER permettent vraiment aux acheteurs de résilier légalement leurs AAE. Bien que le gouvernement de l’Alberta semble suggérer que cela est une question toujours ouverte à la discussion, notre lecture initiale du langage des AAE suggère que cet argument peut en être un difficile pour qu’il puisse réussir à continuer d’aller de l’avant. Bien entendu, en raison de l’importance de cette question, il est fort probable que les tribunaux doivent trancher la question.

Cela dit, étant donné que le gouvernement a introduit les changements du SGER, selon nous, ce dernier peut également être en mesure d’atténuer ou de renverser les répercussions en retirant le déclencheur lié aux résiliations d’AAE. Il est possible que le gouvernement puisse exempter totalement les centrales électriques des nouvelles exigences du SGER. Contrairement aux autres compétences, la justification pour cette exemption serait que les centrales au charbon sont déjà traitées séparément et en réalité, de manière bien plus poussée, car elles doivent être mises hors service à l’intérieur d’un échéancier fixe. Obliger maintenant les centrales au charbon déjà approuvées à respecter les deux ensembles d’exigences réglementaires établies peut être bien injuste, particulièrement du fait que des investissements originaux ont été réalisés dans un environnement réglementé et qu’il y a peu d’occasions dans l’immédiat de gérer ces coûts économiques progressifs.

Conclusion

Aller de l’avant avec la mise en œuvre d’un plan de lutte contre les changements climatiques axé sur le leadership ambitieux est une priorité pour le gouvernement de l’Alberta, et comme moyen pour améliorer la manière dont la province est perçue sur le marché mondial, est certainement justifié. Toutefois, les systèmes d’électricité en Alberta sont uniques et les répercussions de ces politiques en matière de changements climatiques pour la production, le transport et la distribution sont entrecroisées et parfois difficiles à prédire. À mesure que le gouvernement apporte des changements aux politiques et taxes liées au carbone, il sera essentiel d’examiner soigneusement les répercussions et de s’adapter afin de veiller à ce que les résultats souhaités (p. ex. réduction des émissions) soient vraiment atteints et que les conséquences inattendues (p. ex. perte de la confiance des investisseurs ou en la fiabilité du système) sont comprises et gérées.

À mesure que les « vieilles » centrales électriques atteignent la fin de leur durée économique, l’électricité produite en Alberta sera de plus en plus produite par des entreprises qui choisissent d’investir dans un marché ouvert et concurrentiel. Une mise hors service encore plus accélérée des centrales au charbon, associée à une mise en service accélérée de la production à partir de sources d’énergie renouvelable appuyée par la législation (possiblement à l’aide de mesures incitatives), devra être soigneusement orchestrée si nous devons préserver ce désir d’investir. Trop d’incertitude, notamment l’absence d’une compréhension intégrale des conséquences liées aux politiques entremêlées et aux règles trop rigides lorsqu’une plus grande souplesse pourrait permettre d’atteindre les mêmes objectifs, placera inutilement les niveaux d’investissement futur à risque.

Les changements proposés dans le mélange énergétique en fonction du plan de lutte contre les changements climatiques axé sur le leadership, déclenchés par la mise hors service de centrales à grande charge de base et l’introduction de nouvelles tranches d’électricité produites à partir de sources d’énergie renouvelables intermittentes et distribuées dans le réseau électrique de l’Alberta, auront également des répercussions sur les coûts, la fiabilité et la logistique. Les contribuables assument une nouvelle taxe sur le carbone, en vigueur en 2017, et seront inévitablement réticents à financer d’autres coûts pour rendre le réseau plus respectueux de l’environnement. Cela est encore plus vrai en plein cœur d’une récession économique. Ces préoccupations peuvent limiter considérablement la capacité du gouvernement de mettre en œuvre ses politiques à long terme.

Nous encourageons le gouvernement à examiner en profondeur l’ensemble du cycle de vie des coûts de ses changements proposés sur la matrice énergétique électrique. De plus, nous encourageons fortement le gouvernement à évaluer les répercussions des politiques en place (p. ex. la directive de congestion zéro de l’AESO) et les plans d’infrastructure (p. ex. la construction de lignes de transmission entre Edmonton et Fort McMurray) pour trouver d’autres sources d’économies pour aider à contrer certaines répercussions économiques du plan de lutte contre les changements climatiques axé sur le leadership.

Enfin, les résiliations précoces d’AAE avec les producteurs au charbon représentent fort possiblement une conséquence inattendue de l’accent sur la réduction des émissions du gouvernement. Contester la légalité de ces résiliations devant les tribunaux représente une option, mais nous demandons avec insistance au gouvernement d’examiner des solutions plus simples, notamment de restaurer simplement les exigences du SGER précédentes relatives à la production au charbon. Le rééquilibrage serait équitable et représenterait un petit pas en arrière, mais justifiable, particulièrement s’il permet d’aller de l’avant avec l’ensemble du plan de lutte contre les changements climatiques axé sur le leadership.

Derrière ces trois thèmes, nous croyons également qu’il y a une question relative à la politique/règlementation finale que le gouvernement doit également examiner avant d’aller de l’avant avec des changements notables au système électrique actuel. Étant donné la direction et l’importance politique des changements à la politique énergétique proposés, ne serait-ce pas le bon moment d’évaluer de manière proactive les répercussions d’un retour à un système d’électricité entièrement réglementé en Alberta?

Il est fort possible que les changements proposés soient déjà suffisamment importants pour déclencher la fin des investissements futurs sur le marché énergétique en Alberta, en l’absence d’une forme de garantie sur le prix. Si cela survient, sans un plan en main, ces répercussions peuvent aboutir à la conséquence inattendue de loin la plus coûteuse du plan de lutte contre les changements climatiques axé sur le leadership.

*Donna Kennedy-Glans, c.r., avocate et femme d’affaires, ancienne cadre dans le secteur de l’énergie et ministre adjointe de l’Électricité et de l’Énergie renouvelable (Electricity and Renewable Energy) (Alberta)

**Dr. Brian Bietz, scientifique de l’environnement et consultant réglementaire, ancien membre du conseil d’administration de l’Alberta Energy and Utilities Board et président du Natural Resources Conservation Board

1. Gouvernement de l’Alberta, Climate Leadership Plan, Edmonton, 22 novembre 2015, en ligne : <http://www.alberta.ca/climate-leadership-plan.cfm>.
2. Alberta Utilities Commission, Alberta’s Energy Market, en ligne: AUC <http://www.auc.ab.ca/market-oversight/albertas-energy-market/Pages/default.aspx>.
3. Climate Leadership Plan, supra note 1, voir la section Ending Coal Pollution.
4. Ibid.
5. Gouvernement de l’Alberta, Climate Leadership Report to Minister, Edmonton, 20 novembre 2015 à la page 48 sous la rubrique Implementation of Regulated Coal Phase Out.
6. Ibid.
7. Climate Leadership Plan, supra note 1.
8. David B. Layzell et al, “A Strategy to Reduce the Carbon Footprint of SAGD Production”, (Tendances de l’industrie et nouvelles technologies présenté à la Conférence annuelle de la Canadian Heavy Oil Association, Calgary, 5 avril 2016) [non publié].
9. Projet de loi 50, Electric Statutes Amendment Act, 2^e sess, 27^e leg, Alberta, 2009.
10. Gouvernement de l’Alberta, Powering Our Economy : Critical Transmission Review Commitee Report, Edmonton, février 2012, en ligne: Gouvernement de l’Alberta <http://www.energy.alberta.ca/Electricity/pdfs/CTRCPoweringOurEconomy.pdf>.
11. Specified Gas Emitters Regulation, Alta Reg 139/2007.