INTRODUCTION

L’Alberta Electric System Operator (« AESO ») entreprendra la plus importante restructuration de son marché de l’électricité depuis des décennies. Ce projet s’échelonnera sur les prochaines années et s’accompagnera d’importantes modifications aux politiques de transmission d’énergie de la province. Ces initiatives visent à faire en sorte que le réseau électrique de la province demeure fiable et abordable et tienne compte d’un paysage énergétique qui évolue rapidement. Le présent article se veut un résumé général de la conception de l’initiative Restructured Energy Market (« REM ») et d’autres changements de politique adoptés en Alberta et traite des principaux éléments, des objectifs et du plan de mise en œuvre à ce sujet.

CE QUE L’INITIATIVE REM CHERCHE À RÉSOUDRE

Le cadre d’approvisionnement en électricité de l’Alberta est confronté à des défis croissants qui exigent une refonte complète pour veiller à ce que le réseau demeure fiable, abordable et attrayant pour les investisseurs. L’initiative REM a été instaurée pour faire face à ces problèmes cruciaux, qui découlent d’une combinaison de facteurs, à savoir, des changements touchant les sources d’approvisionnement en électricité, des pressions politiques et des besoins en matière d’infrastructure en mouvance.

1. TRANSITION VERS UNE NOUVELLE PANOPLIE DE RESSOURCES ÉNERGÉTIQUES

L’Alberta a délaissé les centrales traditionnelles alimentées au charbon pour se tourner vers une nouvelle panoplie de ressources renouvelables (dont l’énergie éolienne et l’énergie solaire) et de moyens de production d’électricité à partir du gaz naturel. Bien que cette transition soit le résultat de la politique de décarbonisation et de dynamiques économiques fondées sur l’offre, elle est confrontée à des défis opérationnels en raison de la nature intermittente de l’énergie renouvelable^[1]. L’initiative REM s’appuie sur la conception fondée uniquement sur l’énergie existante pour envoyer des signaux d’investissement plus forts afin de doter le réseau albertain des moyens fiables dont il a besoin, particulièrement de sources de production disponibles améliorant la fiabilité du réseau. L’initiative REM soutient donc l’intégration des énergies renouvelables variables, tout en maintenant la stabilité du réseau grâce à une production souple et répartissable.

2. COMPOSER AVEC L’INCERTITUDE LIÉE AUX POLITIQUES ET À L’INVESTISSEMENT

La confiance des investisseurs dans le fonctionnement à long terme du marché repose sur des cadres clairs et des paramètres de conception bien définis, lesquels sont essentiels pour créer un environnement d’investissement stable et attrayant. L’initiative REM vise à fournir des signaux de prix plus forts, en veillant à ce que l’Alberta attire les investissements nécessaires pour appuyer l’intégration d’une panoplie de sources d’approvisionnement diversifiées et renforcer la stabilité du système.

3. RÉPONDRE À LA HAUSSE DE LA DEMANDE D’ÉLECTRICITÉ

La croissance de la demande du secteur industriel, par exemple des centres de données et des installations de transformation d’énergie, accroît le besoin de nouvelles infrastructures de production et de transmission^[2]. L’initiative REM cherche à harmoniser les mesures incitatives du marché avec cette croissance rapide de la demande, en veillant au développement adéquat de l’infrastructure nécessaire pour répondre aux besoins énergétiques en évolution de l’Alberta.

4. EXPANSION ET FINANCEMENT DES RÉSEAUX DE TRANSMISSION

La pénétration croissante de l’énergie éolienne et de l’énergie solaire, en particulier dans le Sud de l’Alberta, accélère le besoin d’expansion du réseau de transmission^[3]. Historiquement, le cadre de recouvrement des coûts imposait tout le fardeau aux consommateurs, mais la situation est en train de changer. L’Alberta s’éloigne d’une politique de transmission sans contrainte pour amorcer sa transition vers un cadre de planification optimale de la transmission (« CPOT »), où certains coûts seront maintenant attribués aux fournisseurs selon les principes de la causalité des coûts^[4]. Ces changements, découlant du CPOT et d’autres modifications des politiques de transmission, visent à créer une approche plus équilibrée et durable pour développer le secteur de la transmission.

5. S’ADAPTER AU PAYSAGE ÉNERGÉTIQUE UNIQUE DE L’ALBERTA

Contrairement à d’autres régions, les ressources hydroélectriques ou nucléaires de l’Alberta sont insuffisantes, et ses interconnexions avec les réseaux voisins sont limitées. Cette situation force la province à dépendre fortement de la production interne, en grande partie la production à partir du gaz naturel, tandis que des secteurs énergivores comme le secteur des sables bitumineux et le secteur manufacturier stimulent la demande^[5]. L’initiative REM vise à refléter le profil énergétique unique de l’Alberta, en veillant à ce que la structure du marché soutienne un réseau qui peut répondre aux besoins particuliers de la province avec fiabilité.

6. APPRENDRE DES AUTRES ADMINISTRATIONS

L’Alberta n’est pas la seule administration à devoir relever ces défis. Le Texas a dû faire face à des problèmes de fiabilité pendant des conditions météorologiques extrêmes, et la Californie a du mal à trouver un équilibre entre l’intégration les énergies renouvelables et la stabilité du réseau. L’initiative REM s’inspire des leçons tirées de ces marchés pour mettre en œuvre des solutions qui améliorent la résilience et permettent de mieux gérer les complexités d’un réseau en train de se décarboniser.

Grâce à l’initiative REM, l’Alberta crée un marché qui établit un équilibre entre la fiabilité, l’abordabilité et l’attrait de l’investissement, en veillant à ce que le réseau d’électricité de la province soit prêt pour l’avenir.

COMMENT LES COMPOSANTES DE L’INITIATIVE REM RÉPONDENT AUX DÉFIS LIÉS AU RÉSEAU DE L’ALBERTA

L’initiative REM apporte des changements fondamentaux à la conception technique du marché de l’électricité en Alberta. Le document décrivant la conception finale, publié en août 2025, contient plusieurs éléments essentiels qui transformeront la façon dont l’électricité est distribuée, la façon dont sa tarification est déterminée et à qui la facture est refilée^[6].

La transition vers l’initiative REM entraînera de vastes répercussions sur tous les acteurs du marché, des producteurs jusqu’à la demande au détail, en passant par les consommateurs industriels. La nouvelle conception vise à créer un marché de l’électricité plus efficace, réactif et résilient, capable de s’adapter à la transition énergétique.

1. GESTION DE LA CONGESTION, COMPENSATION DU MARCHÉ ET MÉCANISMES DE TARIFICATION

Problème en cours de résolution : Le réseau électrique de l’Alberta est confronté à une congestion accrue, ce qui rend la répartition de la production de plus en plus difficile et inefficace. Ce défi, conjugué à l’évolution du bouquet énergétique, met en évidence le besoin d’encourager des ressources souples et distribuables et d’attirer les importations pendant les périodes de rareté depuis les administrations voisines. Pour régler ces problèmes, l’Alberta modernise les outils de gestion de la congestion du réseau, revoit les processus de répartition et met à jour le cadre de tarification afin de créer une structure de marché qui soutient mieux la fiabilité du réseau.

Solution : L’initiative REM s’accompagne d’une tarification au coût marginal en fonction de l’endroit (« TCME ») pour gérer la congestion dans le réseau en veillant à ce que les prix de l’électricité varient selon l’emplacement en fonction de l’état du réseau en temps réel, y compris des pertes sur les lignes de transmission du réseau. La TCME s’appliquera aux ressources d’approvisionnement, tandis que la plupart des consommateurs continueront de payer un prix unique à la grandeur de l’Alberta. Les grands clients admissibles auront une option unique de choisir de payer plutôt le prix établi pour leur emplacement particulier.

La répartition du nouveau marché reposera sur un mécanisme de régulation économique à contraintes de sécurité (« MRECS »), utilisé dans de nombreux marchés nord-américains, pour compenser le marché toutes les cinq minutes. Ce mécanisme optimise à la fois les offres d’énergie et un nouveau mécanisme de constitution d’une réserve disponible en 30 minutes (« R30 »), tout en tenant compte des limites physiques du réseau de transmission ainsi que des contraintes opérationnelles de chaque producteur.

L’initiative REM comprend également une révision des paramètres de prix sur le marché afin d’encourager l’investissement. Le plafond de l’offre du marché de l’énergie passera de 999,99 $/MWh à 1 500 $/MWh au départ, puis augmentera à 2 000 $/MWh d’ici 2032. Lorsque l’approvisionnement du réseau est en situation de rareté, les prix pourraient être fixés au plafond de prix, qui passera de 1 000 $/MWh à 3 000 $/MWh. Une courbe de tarification de la rareté fixera les prix entre le plafond de l’offre et le plafond des prix, ce qui fournira des signaux d’investissement plus forts pour les ressources disponibles, tout en fixant les prix à leur plafond en période de rareté. Le plancher de prix sera également rajusté pour encourager la production et la réponse à la demande flexibles en le faisant passer de 0 $/MWh à -100 $/MWh en 2032.

Effet prospectif : Avec la tarification au coût marginal en fonction de l’endroit (« TCME »), les prix de l’électricité varieront selon le lieu, ce qui fournira des signaux économiques clairs indiquant où de nouvelles mises à niveau de la production et de la transmission sont nécessaires. Le MRECS, la R30 et le nouveau cadre de tarification encourageront la souplesse dans la production et la réponse à la demande, ce qui améliorera l’efficacité du réseau, optimisera l’affectation des ressources et encouragera l’investissement dans les infrastructures essentielles.

2. NOUVEAUX SERVICES AUXILIAIRES ET OUTILS DE FIABILITÉ

Problème en cours de résolution : L’intégration croissante de la production d’énergie renouvelable intermittente crée des défis en ce qui concerne la stabilité du réseau, ce qui exige de nouveaux mécanismes pour garantir un approvisionnement suffisant et gérer les fluctuations.

Solution : Pour régler ce problème, l’initiative REM s’accompagne de deux mécanismes de fiabilité clés : la R30 et la mobilisation de ressources de production supplémentaires (« MRPS »). La R30 garantir que le système dispose d’une capacité souple pour réagir aux variations soudaines de la demande ou de la production renouvelable, tandis que la MRPS permet aux exploitants du réseau de l’AESO de mobiliser des ressources de production supplémentaires en cas de pénurie prévue. Les fournisseurs assurant la R30 et la MRPS seront compensés pour leur rôle dans le maintien de la fiabilité du réseau.

Effet prospectif : En récompensant ces services assurant la fiabilité, on encourage l’investissement dans des technologies et une infrastructure habilitant la disponibilité de l’énergie qui renforcent leur prévisibilité ou leur souplesse. Cela rehaussera la souplesse et la résilience globales du réseau, ce qui favorisera une transition en douceur vers un réseau d’énergie durable en garantissant une distribution constante de l’électricité, même avec l’augmentation des sources d’énergie renouvelable.

3. ATTÉNUATION DU POUVOIR SUR LE MARCHÉ

Problème en cours de résolution : Le marché conserve le concept de l’offre stratégique comme mécanisme pour encourager l’investissement. Il faut trouver un équilibre entre ce concept et la mise en place des garde-fous appropriés qui protègent les consommateurs contre l’exercice excessif du pouvoir sur le marché, surtout pendant les périodes où la concurrence est limitée. L’initiative REM permet d’équilibrer les règles d’atténuation du pouvoir sur le marché qui protègent l’abordabilité pour les consommateurs, tout en permettant le recouvrement des coûts pour attirer des investissements qui amélioreront la fiabilité du réseau.

Solution : L’initiative REM établit un cadre d’atténuation de la force sur le marché qui comprend des mesures générales d’atténuation du pouvoir sur le marché (« APM ») des grands acteurs du marché et des règles locales d’APM afin de gérer les situations où les contraintes de transmission créent une force sur le marché dans des régions géographiques précises. L’adoption d’un plafond de l’offre secondaire, conçu pour limiter la possibilité que le pouvoir sur le marché serve à maintenir les prix au-dessus des niveaux équitables pendant une période prolongée, constitue un élément clé du cadre général d’APM.

Effet prospectif : Ce cadre protège les consommateurs contre des coûts excessifs en limitant la capacité des fournisseurs influents dans le marché et en générant des unités d’énergie dans les secteurs où la disponibilité est limitée pour empêcher une influence indue sur les prix. Bien que les plafonds d’offre plus élevés créent un risque de hausse des prix en période de rareté, la conception globale vise à stimuler l’investissement à long terme dans une offre fiable et diversifiée. En fin de compte, cela favorisera la concurrence et permettra de distribuer l’électricité à moindre coût sur le long terme.

4. RÉGULATION ET RÉPARTITION DES COÛTS

Problème en cours de résolution : L’intervalle de régulation actuel toutes les 60 minutes n’est pas aligné sur la dynamique du réseau en temps réel, ce qui entraîne des signaux de prix moins précis et des réponses opérationnelles moins efficaces. En outre, les méthodes existantes de répartition des coûts peuvent ne pas refléter avec exactitude qui profite de certains coûts du réseau ou les détermine.

Solution : Un élément clé de l’initiative REM est la transition vers un intervalle de régulation aux cinq minutes, en harmonisant les régulations des coûts avec la distribution et la tarification. On adoptera également de nouveaux principes de répartition des coûts.

Effet prospectif : Les régulations aux cinq minutes fourniront des signaux de prix plus précis et récompenseront les ressources qui peuvent répondre rapidement aux besoins du réseau et promouvoir l’efficacité opérationnelle. La nouvelle répartition des coûts créera des incitations économiques pour les ressources intermittentes afin d’améliorer la fiabilité du réseau (p. ex. en jumelant les énergies éolienne et solaire avec les batteries), ce qui garantira une répartition plus équitable des coûts fondée sur la causalité réelle.

CADRE DE PLANIFICATION OPTIMALE DE LA TRANSMISSION

Le cadre de planification optimale de la transmission (« CPOT »)^[7]. Élaboré par l’AESO, selon les directives du ministre de l’Abordabilité et des Services publics en juillet 2024, le CPOT remplace l’ancien modèle « congestion zéro »^[8].

Le CPOT repose sur plusieurs principes : la transparence, la prévisibilité, l’équilibre et la mise en œuvre pratique. Le cadre est fondé sur un horizon de planification de 20 ans dans le cycle régulier de planification à long terme de l’AESO.

Le CPOT permet d’évaluer les nouveaux projets de transmission en fonction de trois critères : la contribution à la fiabilité du réseau, la réponse à une exigence législative ou la production d’un avantage net clair fondé sur une analyse coûts-avantages. Dans le cas de ces derniers projets évalués en fonction du critère économique, on s’appuie sur une méthode structurée de détermination des coûts-avantages. Les autres projets qui s’inscrivent dans le cadre des volets de contribution à la fiabilité et de réponse à des exigences législatives sont évalués à l’aide des principes du moindre coût.

Le CPOT fait partie de l’ensemble des changements apportés sur le marché de l’électricité en Alberta, et son mécanisme a été élaboré parallèlement à l’initiative REM. Ces mesures visent à améliorer les décisions d’investissement et à faire en sorte que le développement du réseau est aligné sur ses besoins et sur les priorités du gouvernement.

La conception du CPOT sera finalisée d’ici la fin de 2025, et sa mise en œuvre est prévue pour la prochaine mouture du plan de transport à long terme de l’AESO.

CALENDRIER DE MISE EN ŒUVRE ET CADRE RÈGLEMENTAIRE

À l’automne 2025, l’AESO consultera les intervenants au sujet des règles détaillées de l’exploitant de réseau autonome (« ERA ») qui régissent le nouveau marché^[9]. L’AESO a l’intention de soumettre les règles de l’ERA liées à l’initiative REM à l’approbation du ministre de l’Abordabilité et des Services publics de l’Alberta avant la fin de 2025^[10].

La mise en œuvre de l’initiative Restructured Energy Market débutera au milieu de 2027. Pour obtenir des mises à jour et des documents d’information techniques, veuillez consulter le site : www.aeso.ca/rem 

• * Ruppa Louissaint est directrice du secteur des marchés à l’Alberta Electric System Operator (AESO), où elle dirige les équipes responsables de la conception des mécanismes qui amélioreront le marché de demain et de la mise en œuvre des changements dans le marché existant. Cumulant plus de 20 années d’expérience dans le secteur de l’électricité, Mme Louissaint joue un rôle essentiel pour faire évoluer le marché de l’électricité en Alberta. Plus récemment, elle a dirigé la conception de l’initiative Restructured Energy Market (« REM »). Depuis qu’elle a rallié les rangs de l’AESO en 2003, elle a progressivement occupé divers postes de responsabilités croissantes, mettant son expertise au service de l’évolution stratégique du marché de l’électricité de l’Alberta. Son leadership est essentiel à l’établissement d’un cadre de marché fiable et efficace qui appuie l’avenir énergétique en évolution de l’Alberta.

  ¹ Pour une discussion analytique sur la façon dont le réseau de l’Alberta est touché par les ressources fondées sur un onduleur, comme l’énergie éolienne et l’énergie solaire, voir Alberta Electric System Operator, « 2025 Reliability Requirements Roadmap » (août 2025), en ligne (pdf) : <aeso.ca/assets/Uploads/future-of-electricity/AESO-2025-Reliability-Requirements-Roadmap.pdf>.

• ² Alberta Electric System Operator, 2024 Long-Term Outlook Report (Calgary: Alberta Electric System Operator, 2024), en ligne (pdf) : <aeso.ca/assets/Uploads/grid/lto/2024/2024-LTO-Report-Final.pdf>.

• ³ AESO, 2025 Long-term Transmission Plan (janvier 2025), en ligne (pdf) : <aesoengage.aeso.ca/34607/widgets/151628/documents/146968>.  

• ⁴ Alberta Government, ministre de l’Abordabilité et des Services publics, Direction Letter to the AESO on REM technical design, transmission planning and ISO tariff design (juillet 2024), en ligne (pdf) : <aeso.ca/assets/direction-letters/Direction-Ltr-from-Minister_REM_Tariff_Tx-Policy_03juillet2024.pdf>. 

• ⁵ Pour un aperçu de la composition historique de la production d’électricité en Alberta, voir AESO, 2024 Annual Market Statistics Report (mars 2025), en ligne (pdf) : <aeso.ca/assets/Uploads/market-and-system-reporting/Annual-Market-Stats-2024.pdf>.  

• ⁶ AESO, Restructured Energy Market Final Design (août 2025), en ligne (pdf) : <aeso.ca/assets/REM/Restructured-Energy-Market-Final-Design.pdf>.

• ⁷ AESO, Optimal Transmission Planning Framework: Methodology and Process Recommendation (septembre 2025), en ligne (pdf) : <aesoengage.aeso.ca/45964/widgets/194012/documents/158689>.  

• ⁸ Gouvernement de l’Alberta, ministre de l’Abordabilité et des Services publics, Direction Letter to the AESO on market and transmission policy (décembre 2024), en ligne (pdf) : <aeso.ca/assets/direction-letters/Direction-Ltr-from-Minister-REM_Tx-Policy_10Dec2024.pdf>.  

• ⁹ En tant qu’exploitant indépendant du réseau de l’Alberta, l’AESO a le pouvoir d’établir des règles de l’ERA. Voir la Electric Utilities Act, SA 2003, c E-5.1, art 20.  

• ¹⁰ Le gouvernement de l’Alberta peut, par règlement, établir des règles de l’ERA liées à l’initiative REM pour le fonctionnement d’un marché de l’énergie restructuré et pour appuyer sa mise en œuvre, comme cela a été initialement décrit dans la lettre de la ministre de l’Abordabilité et des Services publics du gouvernement de l’Alberta intitulée Direction Letter to the AESO on REM technical design, transmissions planning and ISO tariff design (juillet 2024); voir aussi gouvernement de l’Alberta, Transforming the Utilities System (avril 2025), en ligne : <alberta.ca/transforming-the-utilities-system>.