En 2016, un certain nombre de développements clés ont eu une incidence directe sur le secteur de l’énergie de l’Alberta. La plupart de ces développements se sont produits par suite de la mise en œuvre du Climate Leadership Plan¹ (plan de lutte contre les changements climatiques axé sur le leadership, ou « Climate Plan ») par le gouvernement de l’Alberta (la « province »). Le Climate Plan a d’abord été annoncé en novembre 2015 et, entre autres choses, il promettait un prix du carbone à l’échelle de l’économie et un plafond établi par la loi d’émissions pour les sables bitumineux.

Pour le secteur de l’énergie, l’objectif principal établi dans le Climate Plan est l’élimination progressive des émissions de la production d’électricité à partir du charbon d’ici 2030. Les deux tiers de l’électricité existante produite à partir du charbon devraient être remplacés par de l’électricité provenant de sources renouvelables et l’autre tiers par le gaz naturel. Jusqu’ici, la province a pris différentes mesures en vue d’atteindre ces objectifs. Notamment, le 23 novembre 2016, la province a annoncé la restructuration du marché de l’électricité de l’Alberta, le faisant passer d’un régime totalement dérèglementé à un système hybride comportant des mécanismes de paiement axés sur la capacité².

Le présent article offre un aperçu de haut niveau des récents développements en Alberta, y compris un résumé des initiatives découlant du Climate Plan, suivi d’un exposé plus détaillé de l’initiative de l’Alberta Electric System Operator (AESO) pour l’élaboration d’un nouveau marché de l’électricité axé sur la capacité.

1. Portrait du marché actuel

L’Alberta est l’un des rares territoires de compétence dans le monde à être doté d’un marché qui relève exclusivement de l’énergie. Cela signifie que les producteurs d’énergie ne recouvrent que le prix de gros de l’électricité. Les investisseurs ne peuvent donc recouvrer le capital investi que s’ils peuvent optimiser les heures à prix élevé et, par conséquent, le réseau exclusivement énergétique est sujet à une instabilité de l’approvisionnement et ne favoriserait pas l’investissement dans les installations de production et, plus particulièrement, dans les sources d’énergie renouvelable.

Voici des statistiques importantes sur le marché de l’électricité de l’Alberta :³

• Environ 39 % de la capacité de production d’électricité installée de l’Alberta provient du charbon, près de 44 % provient du gaz naturel, 9 % de l’éolien et le reste de la capacité provient de l’eau, de la biomasse et de la chaleur résiduelle.

Voir la figure 1 ci-dessous.

Figure 1

Source : AESO, Electricity in Alberta, en date d’août 2016.

• Les changements illustrés ci-dessous devraient se produire dans la capacité de production future de l’Alberta selon l’estimation de l’AESO en mai 2016 fondée sur les changements de fond anticipés⁴. Bien que ces estimations soient fondées sur une capacité renouvelable installée et hypothétique de 4 200 mégawatts (MW), la province a par la suite annoncé un objectif de 5 000 MW pour ses projets d’énergie éolienne, solaire et hydroélectrique d’ici 2030.

Voir la figure 2 ci-dessous.

Figure 2

Source : AESO 2016 Long-term Outlook, en date de mai 2016.

2. Le Climate Plan

Comme il est indiqué ci-dessus, pour le secteur de l’énergie, le Climate Plan vise à remplacer deux tiers de l’électricité existante provenant du charbon par de l’énergie renouvelable et un tiers par le gaz naturel. Pour atteindre ces objectifs, la province a pris différentes mesures, y compris :

L’élimination progressive des émissions de charbon d’ici 2030 : Le but du Climate Plan est de remplacer ces unités par une production aux deux tiers d’énergie renouvelable et d’un tiers provenant du gaz naturel. La province a incorporé son objectif de « 30 d’ici 30 » dans la Renewable Electricity Act⁵, qui a été déposée en novembre 2016. Le 24 novembre 2016, l’Alberta a annoncé sa décision de verser des paiements de transition à la TransAlta Corporation, la Capital Power Corporation et ATCO Ltd., dans le cadre du processus d’élimination progressive des émissions de charbon le ou avant le 31 décembre 2030. En vertu du plan proposé, ces trois entreprises devraient recevoir des paiements annuels totalisant 1,1 milliard de dollars de 2016 à 2030. La province a annoncé que les montants pour ces paiements ne proviendront pas des tarifs d’électricité imposés aux consommateurs, mais plutôt des montants prélevés par l’Alberta pour les émissions industrielles de carbone.

Programme d’énergie renouvelable : La Renewable Electricity Act habilite également l’AESO à administrer un processus d’appel à la concurrence pour son programme d’énergie renouvelable (PER). Dans le cadre du PER, les soumissionnaires retenus doivent conclure une entente de soutien à l’électricité renouvelable (ESER) avec l’AESO, qui leur offrira un crédit d’énergie renouvelable indexé de 20 ans, dont la structure s’apparenterait à un contrat sur différence, afin de couvrir toute différence entre le prix de la soumission du participant pour le projet et le prix courant de l’énergie sur le marché. L’AESO a officiellement lancé le premier tour d’appel à la concurrence (^1er tour) du PER le 31 mars 2017, avec une demande d’expression d’intérêt (DEI)⁶. En plus de poursuivre ses consultations et ses séances d’information des parties intéressées, l’AESO a publié une ébauche révisée de l’ESER et fourni les dates clés pour le 1er tour du PER. L’ESER dans sa forme complète devrait être remise aux soumissionnaires de projets au cours de l’étape de la demande de qualification.

Voir la figure 3 ci-dessous.

Figure 3

Source : AESO, Request for Expressions of Interest for the First Renewable Electricity Program Competition REP Round 1, Section 2.1, p 4.

Prix du carbone à l’échelle de l’économie : Les changements au Specified Gas Emitters Regulation⁷ (règlement sur les émetteurs de gaz désignés – SGER) en 2015 ont grandement fait augmenter le coût des émissions pour les grands émetteurs industriels (ceux qui émettent 100 000 tonnes ou plus de gaz à effet de serre). Ces installations sont sujettes aux coûts suivants de conformité en vertu du SGER :

La province a également introduit un Carbon Competitiveness Regulation (règlement sur la compétitivité du carbone)⁸, dans lequel les crédits d’intensité des émissions sont fondés sur une comparaison avec le producteur d’électricité à partir du gaz naturel le plus efficace.

Prélèvement sur le carbone à l’échelle de la province : Le 1er janvier 2017, en vertu de la Climate Leadership Act, la province a imposé un prélèvement sur le carbone à l’échelle de la province, en vue de permettre qu’un prélèvement sur le carbone imposé aux consommateurs de combustibles soit réalisé au moyen d’une série d’obligations de paiement et de remise s’appliquant aux personnes comprises dans les chaînes d’approvisionnement en combustible⁹. Les prélèvements sur le carbone sont imposés au niveau de diverses opérations énumérées au sein de la chaîne de valeur du combustible. Les recettes provenant du prélèvement sur le carbone seront utilisées : (i) pour contribuer aux initiatives visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre, ou de façon plus générale, à accroître la capacité de l’Alberta à s’adapter aux changements climatiques ou (ii) pour financer des remises ou des ajustements aux prélèvements. Par conséquent, les recettes provenant de la tarification du carbone seront réinvesties en Alberta dans la recherche et la technologie en matière d’énergie propre, l’infrastructure verte et l’aide au financement du PER de l’AESO. La province a annoncé que la taxe sur le carbone sera également utilisée pour un « fond d’ajustement » en vue d’aider des personnes et des familles à s’ajuster au prélèvement et d’aider les petites entreprises, les Premières Nations et les personnes qui travaillent dans l’industrie du charbon.

Plafond établi par la loi d’émissions des sables bitumineux : Le secteur des sables bitumineux produit environ un quart des émissions annuelles de l’Alberta et un prélèvement est actuellement imposé à ces installations en fonction des émissions historiques de chaque installation en vertu du SGER. Le 14 décembre 2016, la nouvelle Oil Sands Emissions Limit Act¹⁰ est entrée en vigueur. Cette loi impose un plafond d’émissions à la production des sables bitumineux de 100 mégatonnes. La loi envisage également certaines exceptions relativement aux émissions de production combinée, à l’amélioration des émissions, et de possibles exemptions discrétionnaires par règlement (susceptibles de favoriser de nouveaux développements technologiques). Bien que la loi même soit entrée en vigueur, son règlement n’a pas encore été élaboré et devra établir toute la portée et l’application de cette nouvelle loi.

Plan de réduction des émissions de méthane : L’Alberta a l’intention de réduire les émissions de méthane de 45 % par rapport aux niveaux de 2014 d’ici 2025¹¹. La plus importante source d’émissions de méthane de la province est son industrie du pétrole et du gaz (provenant de la dispersion, des émissions fugitives de la pneumatique au gaz naturel, des fuites et du torchage). L’ancienne Climate Change and Emissions Management Corporation, maintenant connue sous le nom d’Emissions Reduction Alberta (ERA), a affecté un total de 40 millions de dollars au développement des technologies visant à réduire les émissions de méthane en Alberta, offrant ainsi aux soumissionnaires retenus un maximum de 5 millions de dollars¹². Les propositions de projets étaient attendues le 30 mars 2017, et ERA devrait faire connaître sa décision en juin 2017¹³.

3. Le marché de capacité de l’Alberta

Au cours des 14 prochaines années, la province a estimé qu’il lui faudra un nouvel investissement allant jusqu’à 25 milliards de dollars dans la production d’électricité afin de répondre, en partie, à ses besoins croissants en électricité, de mettre en œuvre son plan d’élimination progressive de la production au charbon et d’atteindre une capacité d’électricité renouvelable de 30 % d’ici 2030¹⁴.

Par conséquent, les investisseurs actuels et éventuels dans l’énergie ainsi que l’AESO ont recommandé que l’Alberta passe à un régime de marché de l’énergie axé sur la capacité, ce qui devrait favoriser la stabilité des prix de l’électricité et de l’approvisionnement en électricité, de même que l’investissement dans l’énergie. Cette recommandation se retrouve dans le rapport de l’AESO intitulé Alberta Wholesale Electricity Market Transition Recommendation¹⁵ (« Capacity Report de l’AESO »).

Dans le cadre du plan de marché proposé, l’Alberta incorporera des mécanismes pour indemniser les producteurs d’énergie pour leur capacité de production. Le marché de l’électricité de l’Alberta comprendra donc trois marchés distincts : (i) un marché pour l’énergie; (ii) le marché de services complémentaires et (iii) un marché pour la capacité, dans lequel les producteurs accepteront d’avoir la disponibilité pour fournir de l’électricité en cas de besoin. Chacun de ces marchés produit des flux de rentrées distincts : (i) les paiements d’énergie, qui sont payés au producteur pour l’électricité qui est achetée, et (ii) les paiements de capacité, qui sont payés au producteur pour assurer la disponibilité de sa capacité de production sur demande.

a. Pourquoi la transition à un marché de capacité?

Dans une lettre datée du 10 janvier 2017¹⁶, Alberta Energy a demandé que l’AESO dirige la conception technique du marché de capacité, y compris une évaluation de l’AESO lui-même afin de déterminer les changements à apporter aux marchés des produits de l’énergie et des services complémentaires et d’assurer la fiabilité du système¹⁷.

Dans le Capacity Report de l’AESO, ce dernier a conclu que le maintien du statu quo (c.-à-d. aucun changement aux règles du marché actuel, qui relève exclusivement de l’énergie) n’attirera pas un montant suffisant d’investissement dans une production garantie et acheminable pour assurer un approvisionnement adéquat pendant la transition de l’Alberta du charbon vers une production renouvelable¹⁸. Pour en arriver à sa recommandation en faveur d’un marché de capacité, l’AESO a analysé, en tenant compte des résultats escomptés de la province, les solutions de rechange pour remédier à cette lacune. À un niveau élevé, les résultats escomptés d’Alberta Energy et de l’AESO sont les suivants :

• Un système fiable et résilient (c.-à-d. compatibilité avec la gestion de l’élimination progressive du charbon, compatibilité avec un nombre accru d’interconnexions, intégration de la production renouvelable et des nouvelles technologies, variabilité de la marge de réserve et adéquation suffisante de l’approvisionnement);
• Performance environnementale (c.-à-d. compatibilité avec le PER, résilience du marché à la politique environnementale, compatibilité avec une production combinée accrue, efficacité énergétique, micro-production et production décentralisée, prix du carbone et expansion future de l’énergie renouvelable);
• Coûts raisonnables pour les consommateurs (c.-à-d. prix stables, coût raisonnable de l’énergie livrée, maintien d’une efficacité équitable et d’un fonctionnement ouvertement concurrentiel du marché, compatibilité avec les changements à l’option de tarifs règlementés, maintien de coûts de transport raisonnables et qui n’altèrent pas le marché de façon fondamentale);
• Développement économique et création d’emplois (c.-à-d. incidence sur le commerce ou les industries clés, promotion de la croissance économique et atteinte d’autres objectifs sociaux comme le soutien de groupes démographiques, de régions ou de politiques industrielles en particulier);
• Une transition ordonnée (c.-à-d. minimisation des perturbations et des coûts).

À titre de contexte, les autres options envisagées par l’AESO comprenaient : (i) des améliorations au marché exclusivement de l’énergie (p. ex. accroître le plafonnement du tarif de 1 000 $ à 5 000 $); (ii) des contrats à long terme, comme ceux mis en place en Ontario et (iii) le retour à une structure de coût règlementé des services.

Tel qu’il a été expliqué en détail dans le Capacity Report de l’AESO, ce dernier a finalement recommandé un marché de capacité pour les raisons suivantes¹⁹ :

• Assure la fiabilité alors que le réseau d’électricité de l’Alberta évolue et offrira une indemnisation précise pour la production garantie;
• Accroît la stabilité des prix;
• Offre une plus grande certitude quant aux recettes pour les producteurs;
• Maintient les forces du marché concurrentiel et favorise l’innovation et la discipline au niveau des coûts;
• Favorise la mise en œuvre des initiatives du Climate Leadership Plan et peut être adapté en fonction de l’évolution future des politiques.

b. Délais pour le marché de capacité

• Le marché de capacité de l’Alberta sera développé en consultation avec les parties intéressées et sera mis en œuvre d’ici 2021.
• L’AESO a estimé qu’il faudrait deux ans pour réaliser la conception du marché et une année de plus pour mettre au point les contrats juridiques et mettre en place un processus d’approvisionnement.
• Les premiers contrats de capacité devraient être formés au moins trois ans après le début du processus de conception.
• Par conséquent, la date la plus rapprochée où la capacité offerte dans le cadre de l’enchère initiale serait en service sera probablement en 2024.

4. Conception du marché de capacité – questions et faits à surveiller

Les répercussions possibles d’une réforme importante du marché de l’électricité sur le paysage énergétique de l’Alberta devront être considérées à la lumière des autres engagements récemment annoncés par la province, comme ses initiatives d’énergie renouvelable. En ce moment, les questions à prendre en considération comprennent²⁰ :

• Rôle des organismes de règlementation : Des modifications règlementaires, l’établissement de dispositions règlementaires (p. ex. nouvelles règles et nouveaux tarifs ISO) et une surveillance par les organismes de règlementation concernés seront nécessaires pour assurer une transition ordonnée vers un marché de capacité, sa conception et sa mise en œuvre. C’est pourquoi les organismes de règlementation de l’électricité de l’Alberta, y compris l’Alberta Utilities Commission (AUC), le Market Surveillance Administrator de l’Alberta et le Balancing Pool pourraient y jouer un plus grand rôle.

  Nous prévoyons que l’AUC jouera un rôle important, y compris en ce qui concerne le processus d’établissement des règles du marché et les demandes de la part d’installations. Par exemple, à mesure que les activités de développement se poursuivent en prévision de tours futurs du PER et des enchères de capacité concurrentielles, une augmentation correspondante est attendue dans le nombre de demandes d’approbation d’installations auprès de l’AUC. Au cours de l’examen et de l’approbation par l’AUC du nombre accru de demandes de la part d’installations, il sera intéressant de voir comment l’AUC traitera les éléments de preuve de thèmes récurrents, y compris ceux concernant le bruit, la faune et les effets sur la santé. La contribution du public à l’infrastructure énergétique a été à l’avant-plan des récents développements énergétiques et est d’une importance capitale en Alberta et partout au Canada. Il faudra entre autres surveiller si le critère « directement touché »²¹ de l’AUC quant à la qualité pour participer demeurera ou s’il sera modifié pour en faire une norme plus inclusive en vue de favoriser une plus grande participation du public.

• Stabilité des prix : Bien que les marchés de capacité aient de nombreux avantages pour les consommateurs, comme la réduction des pointes de prix, les consommateurs risquent d’avoir à assumer des coûts accrus. La province a récemment annoncé son engagement à protéger les consommateurs contre les prix instables en imposant un plafonnement du tarif de 6,8 cents par kilowatt-heure de juin 2017 à juin 2021²². Toutefois, puisqu’il est peu probable que le plafonnement des prix de l’électricité et l’introduction de paiements pour la capacité énergétique se recoupent, l’incidence du marché de l’énergie axé sur la capacité demeure incertaine.
• Chevauchement et action réciproque avec d’autres initiatives : Il sera important de voir quelle sera l’interaction du marché de capacité avec les principes du marché relevant exclusivement de l’énergie et plus particulièrement des principes établis dans le Fair, Efficient and Open Competition Regulation²³ (FEOC). Plus précisément, il faudra voir si et comment les principes du FEOC seront appliqués aux divers rapports entre les producteurs participant au marché de l’Alberta, y compris les soumissionnaires retenus dans le cadre du PER et d’enchères pour des marchés de capacité, et comment ces initiatives seront traitées en ce qui concerne les producteurs titulaires qui ont déjà investi dans des installations de production au gaz naturel ou renouvelable, et qui ont construit et exploité celles-ci en Alberta.
• Fiabilité de l’approvisionnement : Le marché de capacité incitera les producteurs d’électricité à alimenter le réseau commun d’énergie et permettra un investissement dans les sources d’énergie renouvelable. Reste à voir si la réforme du marché pourra combler de possibles lacunes dans l’approvisionnement en énergie de l’Alberta, surtout durant la période de l’élimination progressive du charbon, et si elle renforcera le Climate Plan de l’Alberta.

* Kim Howard est associée principale au bureau de Calgary de McCarthy Tétrault et membre du groupe sur les pratiques énergétiques à l’échelle nationale de la firme. Le domaine de spécialisation de Kim comprend les exigences règlementaires et commerciales pour le développement de nouvelles énergies renouvelables en Alberta et dans d’autres provinces de l’Ouest canadien.
** Gordon Nettleton est partenaire chez McCarthy Tétrault et dirige conjointement le groupe sur les pratiques de règlementation de l’énergie à l’échelle nationale de la firme. Il comparaît fréquemment devant les tribunaux administratifs provinciaux et fédéraux de l’énergie et aide des clients pour des questions concernant les tarifs de l’électricité et de pipelines et les demandes et questions d’installations en matière de droit des Autochtones et de l’environnement.

1. Gouvernement de l’Alberta, Climate Leadership Plan, Edmonton, Alberta Environment and Parks, 20 novembre 2015, en ligne: <https://www.alberta.ca/climate-leadership-plan.aspx>.
2. Gouvernement de l’Alberta, Consumers to benefit from stable, reliable electricity market, Edmonton, 23 novembre 2016, en ligne: <https://www.alberta.ca/release.cfm?xID=44880BD97DCDC-D465-4922-25225F9F43B302C9>.
3. Gouvernement de l’Alberta, Energy Statistics, Edmonton, décembre 2015, en ligne: <http://www.energy.gov.ab.ca/Electricity/682.asp>.
4. AESO, AESO 2016 Long-term Outlook, en ligne: <https://www.aeso.ca/download/listedfiles/AESO-2016-Long-term-Outlook-WEB.pdf>.
5.  PL 27, Renewable Electricity Act, 2^e sess, 29e lég, Alberta, 2016.
6. AESO, Request for Expressions of Interest – For the First Renewable Electricity Program Competition REP Round 1, Calgary, 31 mars 2017, en ligne: <https://www.aeso.ca/assets/Uploads/REP-Round-1-REOI-033117.pdf>.
7. Specified Gas Emitters Regulation, Alta Reg 139/2007.
8. Alberta, Climate Leadership Report to the Minister, Edmonton, Alberta Climate Change Advisory Panel, 2015, en ligne : <http://www.alberta.ca/documents/climate/climate-leadership-report-to-minister.pdf>.
9. Climate Leadership Act, SA 2016, c C-16.9, s 3.
10. Oil Sands Emissions Limit Act, SA 2016, c O-7.5.
11. Alberta, Climate Plan, Reducing Methane Emissions, Edmonton, Alberta Environment and Parks, en ligne : <https://www.alberta.ca/climate-methane-emissions.aspx>.
12. Alberta, communiqué, New “ERA” of Climate Innovation Targets Methane Pollution,Edmonton, Gouvernement de l’Alberta, 2016, en ligne: <http://www.alberta.ca/release.cfm?xID=43663196ECDB0-D667-25D7-74C379B20D4BC055>.
13. Emissions Reduction Alberta, Addressing the Methane Challenge – Full Project Proposal Guidelines, Edmonton, Gouvernement de l’Alberta, en ligne: <http://www.eralberta.ca/apply-docs/era-methane-full-project-proposal-guidelines.pdf>.
14. Gouvernement de l’Alberta, Electricity, Edmonton, Alberta Energy, en ligne : <http://www.energy.alberta.ca/Electricity/electricity.asp>.
15. AESO, Alberta Wholesale Electricity Market Transition Recommendation, Calgary, 2 octobre 2016, en ligne : <https://www.aeso.ca/assets/Uploads/Albertas-Wholesale-Electricity-Market-Transition.pdf > (“AESO Capacity Report”).
16. Gouvernement de l’Alberta, Lettre à M. David Erickson, président et chef des opérations de l’AESO,  Edmonton, 10 janvier 2017, en ligne : <https://www.aeso.ca/assets/Uploads/capacity-market-design-AESO-mandate-letter-Jan-10-2017.pdf >.
17. Ibid.
18. AESO Capacity Report, supra note 15 à la p 16.
19. Capacity Report de l’AESO, ibid aux pp 40-41.
20. Voir aussi Kimberly Howard, Beverly Ma et George Vegh, « The New Current: Alberta Announced Overhaul of Electricity Market », Canadian Energy Perspectives, Developments in Energy and Power Law (24 novembre 2016), en ligne : Canadian Energy Perspectives Blog <http://www.canadianenergylawblog.com/2016/11/24/the-new-current-alberta-announces-overhaul-of-electricity-market/>.
21. Alberta Utilities Commission Act, SA 2007, c A-37.2, art 9; AUC Rule 001, Rules of Practice, art 11.
22. Gouvernement de l’Alberta, Price cap to protect consumers from volatile electricity prices, Edmonton, 22 novembre 2016, en ligne : < https://www.alberta.ca/release.cfm?xID=4487283D35A59-070B-5A1F-76A7FB63D2CA149D>.
23. Alta Reg 159/2009.