Les règles relatives à « l’interconnexion » des grands producteurs (« IGP ») de type « premier arrivé, premier servi », qui régissent la priorité de raccordement de nouvelles installations à la plupart des réseaux d’électricité nord-américains depuis le début du siècle, ne sont plus viables. La rareté de la capacité de transport d’électricité, la forte augmentation de la charge causée par l’intelligence artificielle (« IA ») et les longues files d’attente pour les projets d’énergie renouvelable ont brisé la logique de ces règles. L’ancienneté dans la file d’attente pour se raccorder au réseau ne représente plus de valeur pour le client ou le réseau. D’ailleurs, il aurait difficilement pu en être autrement parce que l’absence relative du coût du placement dans la file d’attente n’a jamais été un moyen efficace d’affecter une ressource rare. Le présent article propose une approche hybride de l’interconnexion (raccordement au réseau) des producteurs en fonction des caractéristiques du marché sous-jacent : accorder la priorité aux projets comportant de véritables engagements envers les clients et prévoyant un approvisionnement concurrentiel, ou utiliser des mécanismes d’appel de soumissions et de tarification pour répartir la capacité limitée de manière efficace.

Pendant environ deux décennies après que la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») eut rendu les ordonnances 888 et 2003 uniformisant le libre accès et l’interconnexion, les réseaux ont fonctionné en jouissant d’une grande marge de manœuvre. Au Canada, les exploitants de réseaux comme l’Alberta Electric System Operator (« AESO »), ont emboîté le pas, et les politiques relatives à l’IGP accordant des droits de priorité en fonction de la position dans la file d’attente ont bien fonctionné grâce à un environnement où la capacité de transport d’électricité était abondante. Or, l’utilisation du réseau s’est améliorée et le pouvoir de marché des titulaires a été limité par une concurrence accrue, ce qui a entraîné une baisse des coûts de gros.

Aujourd’hui, la prémisse est inversée. Les files d’attente d’interconnexion pour la production, et maintenant les charges importantes causées par les centres de données de l’IA, sont devenue plus massives, alors que la capacité de transport d’électricité reste rare. Pourtant, les décisions relatives à l’interconnexion dépendent toujours de la position dans la file d’attente plutôt que de la valeur économique ou du besoin du réseau. Les politiques désuètes de type « premier arrivé, premier servi », relatives à l’IGP supposent que le transport d’électricité est un bien public que tout producteur viable sur le plan commercial peut utiliser sans réduire sa disponibilité pour les autres. Cette hypothèse est toutefois fautive. Tout comme dans le cas de l’eau et du spectre du sans-fil, une approche de rationnement en matière d’attribution des ressources exige de se fonder sur le marché pour définir les droits à la capacité de transport limitée.

L’attribution arbitraire de la capacité de transport d’électricité en fonction de la position dans la file d’attente ne tient plus. Les arriérés de demandes d’interconnexion partout en Amérique du Nord totalisent des centaines de gigawatts que le réseau est incapable de prendre en charge de manière efficace. Le défi est aggravé par une file d’attente qui se développe en parallèle du côté de la demande. Malheureusement, mais comme on pouvait s’y attendre, l’utilisation du processus relatif à l’IGP inefficace a été reproduite en tous points pour les énormes centres de données cherchant à se raccorder au réseau. La rareté du transport a mis fin à l’ère de la « ruée vers l’or » pour ce qui est de la production, mais cette nouvelle ère liée aux centres de données est en cours. Dans un cas comme dans l’autre, il n’est pas possible de procéder à une gestion efficace en adoptant un principe de type « premier arrivé, premier servi », de sorte que les organismes de règlementation et les exploitants du réseau ont le fardeau de s’attaquer à la fois à la réforme des interconnexions et aux problèmes de fiabilité.

En 2023, la FERC et l’AESO ont mis en place des processus de regroupement en grappes et ajouté des filtres financiers dans le but d’éliminer les projets spéculatifs ou immobiles dans la file d’attente. Cependant, ces réformes n’ont pas abandonné fondamentalement la politique de base du premier arrivé, premier servi. Ces mesures visent à améliorer la mécanique de l’étude des projets, mais pas nécessairement la logique de la répartition^[1].

Entre-temps, ces politiques relatives à l’IGP soulèvent des questions plus vastes. Les priorités fondées sur la file d’attente faussent également la concurrence et la planification du transport d’électricité. Les entreprises de services publics et les entités de desserte de charge (« EDC ») ne peuvent pas sélectionner les projets de plus grande valeur; elles sont plutôt paralysées par des titulaires d’une position élevée dans la file d’attente qui ont accaparé une capacité de transport limitée, ce qui n’est ni équitable ni efficace.

En somme, la politique d’interconnexion qui prévaut est renversée dans des conditions de rareté. La priorité d’accès au réseau doit être fondée sur la valeur du client et du réseau, et non générer un loyer pour les entités entrées dans la file d’attente à un stade précoce. Les réformes doivent jumeler l’approvisionnement concurrentiel avec la volonté de payer pour des signaux de capacité limitée liés à des projets commerciaux. Les mesures « bouche-trous » comme celles de PJM Interconnection (« PJM ») et de Midcontinent Independent System Operator (« MISO »), qui ont pour effet de passer devant les autres et contournent les droits relatifs à l’IGP des titulaires plus avant dans la file, mettent en relief l’urgence de remplacer les règles relatives à la file d’attente pour l’interconnexion des grands producteurs de l’époque de la ruée vers l’or par des approches durables fondées sur la valeur.

I. LES RÈGLES DE TYPE « PREMIER ARRIVÉ, PREMIER SERVI » ONT FONCTIONNÉ À UNE ÉPOQUE OÙ LA CAPACITÉ DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ ÉTAIT DISPONIBLE POUR TOUS

Lorsque la FERC a mis en place les politiques relatives à l’IGP il y a plus de 20 ans^[2], les marchés des États-Unis disposaient d’une marge de manœuvre suffisante pour le transport d’électricité^[3]. De la même façon, la norme albertaine de transport sans congestion a entraîné une construction excessive de lignes de transport d’électricité, ce qui a facilité le raccordement des nouvelles centrales^[4]. Les demandes annuelles d’IGP étaient modestes^[5]. Étant donné que les coûts de transport intégrés sont déjà couverts par la charge et que les coûts marginaux d’interconnexion sont presque nuls, il était logique d’appliquer les règles de type « premier arrivé, premier servi ». Ils ont maximisé la capacité abondante, favorisé le libre accès et la concurrence, et restreint les transactions internes des services publics.

Les premières réformes des principes relatifs à l’IGP, comme l’ordonnance de 2003 de la FERC, visaient à accélérer l’entrée et à atténuer les pratiques discriminatoires, mais elles étaient ancrées dans une perspective d’abondance inexploitée plutôt que de traiter l’interconnexion aux fins de transport comme une ressource rare. La FERC a présenté cette réforme comme un complément au concours pour l’accès libre et la production dans l’ordonnance 888 et le développement des organisations de transport d’énergie régionale (« OTER ») en vertu de l’ordonnance 2000^[6]. Ces politiques ont largement été fructueuses. Le libre accès à un réseau nouvellement libéralisé, et la priorité dans la file d’attente, ont rendu la production par des tiers hautement finançable, ce qui a stimulé de nouveaux investissements de centaines de milliards de dollars dans la production. Des produits de couverture innovateurs et des accords^[7] d’achat d’énergie virtuels ont permis de réduire davantage le risque financier du projet et d’accélérer son développement.

Étant donné que les producteurs viables sur le plan commercial recevaient des droits de priorité d’interconnexion à un coût minimal, ils cherchaient les points de connexion les plus efficaces sur un réseau sous-utilisé^[8]. Avec une marge de manœuvre suffisante pour le transport, les clients pouvaient s’approvisionner de façon concurrentielle grâce à des projets de production nouveaux ou existants, tandis que la fiabilité et d’autres objectifs avaient été atteints.

II. « PREMIER ARRIVÉ, PREMIER SERVI », DANS DES CONDITIONS DE RARETÉ

Au cours des cinq dernières années environ, la marge de manœuvre en matière de transport d’électricité et d’interconnexion pour les nouveaux producteurs (et les nouvelles charges importantes) a été épuisée^[9]. Les facteurs de rareté ont été bien documentés dans les délibérations de la FERC, y compris la croissance de la charge, les objectifs de décarbonisation, les défis en matière de délivrance de permis et de planification pour les nouvelles capacités de transport, ainsi que l’amélioration considérable du coût et du rendement des énergies renouvelables^[10]. Par conséquent, les demandes relatives à l’IGP dépassent maintenant de plusieurs fois la demande de pointe coïncidente de nombreuses autorités d’équilibrage, éliminant ainsi presque toute la marge de manœuvre des producteurs^[11]. Les demandes de connexion pour les centres de données exacerbent la tension, approchant ou dépassant la demande de pointe dans des administrations comme celles de l’Electric Reliability Council of Texas (« ERCOT ») et de l’Alberta. Dans ces conditions, l’octroi de droits de priorité relatifs à l’IGP uniquement en fonction du moment d’entrée dans la file d’attente soulève des préoccupations importantes.

A. La nature dysfonctionnelle des approches relatives à l’IGP de type « premier arrivé, premier servi »

Jusqu’à récemment, les droits d’interconnexion prioritaires aux réseaux des OTER étaient accordés aux producteurs qui présentaient leur demande en premier et démontraient leur « viabilité commerciale ». Aujourd’hui, la plupart des projets éoliens, solaires et de stockage sont parrainés par des promoteurs expérimentés bien capitalisés, de sorte que la viabilité commerciale devient un facteur de différenciation moins pertinent^[12]. La position dans la file d’attente est maintenant la seule distinction significative entre des centaines de projets comparables^[13]. Même lorsque la capacité existe, les études de grappes surdimensionnées empêchent l’utilisation efficace d’une marge de manœuvre limitée.

La FERC et les OSI canadiens ont tenté de régler ce problème. L’ordonnance 2023 et celles qui ont suivi ont instauré un modèle de type « premier arrivé, premier servi », mais dans la pratique, l’approche relative à la priorité continue d’être fondée sur la file d’attente. Les demandes des grappes sont étudiées et tranchées de manière séquentielle, et les retraits déclenchent des révisions qui retardent des cycles entiers. Le MISO a estimé que le cycle actuel des grappes prend de trois à quatre ans, et que les projets de sa grappe de 2025 pourraient attendre jusqu’en 2036 pour être mis en service^[14]. En Alberta, la première grappe de l’AESO a attiré 22 GW, soit plus du double de la demande moyenne, avec 16 GW en lice, ce qui souligne l’ampleur de la sursouscription^[15].

Ces réformes améliorent la mécanique des études, mais ne règlent pas le problème fondamental. Les files d’attente d’interconnexion entre les régions dépassent souvent la demande de pointe, et la plupart des projets ne seront jamais réalisés. Il est temps d’inverser le paradigme et de se demander quels projets offrent un véritable avantage aux clients ou représentent l’utilisation la plus rentable des rares capacités d’interconnexion.

B. En raison de la rareté, les approches relatives à l’IGP de type « premier arrivé, premier servi » font fuir l’investissement nécessaire et augmentent les coûts

Lorsque le transport d’électricité et l’interconnexion sont limités, le rationnement de la marge de manœuvre est inévitable. Aujourd’hui, ce rationnement se produit en accordant des droits de priorité d’interconnexion aux grands producteurs en fonction du moment des études groupées ou d’une demande présentée dans le cadre d’une étude groupée^[16]. Cela laisse les décisions critiques d’attribuer la capacité limitée du réseau aux dates de dépôt arbitraires des demandes, où les droits hérités des squatteurs sont acquis plusieurs années avant que soit amorcé un processus concurrentiel pour des ressources, et dictent dans les faits le résultat d’un processus mieux déterminé par le coût des ressources et les caractéristiques opérationnelles. Cela va à l’encontre de l’objectif de l’ordonnance de 2003 qui consiste à « introduire dans le marché la production dont les consommateurs d’électricité ont grandement besoin pour répondre à leurs besoins croissants » [traduction] sans retard indu^[17].

Reconnaissant ce désalignement, les OTER comme PJM, MISO et Southwest Power Pool (« SPP ») ont demandé l’approbation de la FERC pour accorder la priorité aux ressources nécessaires pour garantir la fiabilité. Chez PJM, 1 059 projets étaient admissibles à l’interconnexion, dont 60 % étaient des ressources intermittentes. Il proposait de mettre en œuvre son initiative Reliability Resource Initiative (« RRI ») pour permettre à un sous-ensemble de producteurs nécessaires pour répondre aux besoins de capacité de PJM d’obtenir un droit d’interconnexion plus rapidement^[18]. À l’aide d’un mécanisme de notation administratif qui tient compte des répercussions sur le marché et de la date d’exploitation à des fins commerciales plutôt que de la position dans la file d’attente^[19], une liste de 94 demandes totalisant 26 gigawatts a été réduite à 51 projets représentant une nouvelle capacité de production de 9 300 mégawatts^[20].

L’étude Expedited Resource Addition Study (« ERAS »)^[21] de MISO exige que les promoteurs de projets démontrent qu’ils répondront à un besoin déterminé en matière de fiabilité, appuyé par une attestation d’un service public règlementé selon laquelle ils procèderont à la construction de l’infrastructure de manière indépendante ou concluront un contrat d’achat d’électricité (« CAE ») ou une entente semblable^[22] pour ce faire. Elle a d’abord été rejetée par la FERC^[23], mais approuvée plus tard sous le nom de ERAS 2.0. Celle-ci prévoyait des plafonds sur les projets admissibles et excluait l’Illinois et le Michigan, qui se livrent concurrence dans le commerce de détail^[24].

La proposition similaire de SPP, également appelée ERAS, Expedited Resource Adequacy Study, a également été acceptée^[25]. La proposition de SPP vise à accélérer les projets de production d’électricité désignés par les services publics aux fins de l’IGP^[26]. Ces programmes soulignent que l’attribution en fonction de la file d’attente ne peut pas répondre aux besoins de fiabilité et exige des exceptions continues, un symptôme d’une défaillance structurelle.

C. Dans des conditions de rareté, les approches de type « premier arrivé, premier servi » pour l’IGP ont un effet de distorsion sur l’investissement dans le transport d’électricité

Les approches actuelles relatives à l’IGP déforment à la fois les nouvelles décisions d’investissement dans la production et le transport d’électricité. La répartition des coûts en fonction de la file d’attente a déjà fonctionné lorsque peu de projets étaient raccordés à un réseau solide. Aujourd’hui, avec des milliers de projets en attente, ce modèle ad hoc ne peut pas produire un réseau de transport optimal.

L’Alberta s’éloigne de ce paradigme. Son passage d’une norme zéro congestion à une planification optimale du transport (« POT ») exige que les nouveaux projets de transport d’électricité aillent de l’avant seulement lorsque les avantages pour le réseau dépassent les coûts^[27]. Jumelée à de nouveaux paiements de renforcement de la capacité de transport (« PRCT »), des frais initiaux non remboursables qui remplacent les dépôts remboursables actuels, la politique envoie des signaux plus clairs quant aux lieux d’implantation. Les promoteurs sont incités à s’établir là où la capacité existe ou à financer des projets de renforcement de manière à réduire le risque de congestion et les dépôts spéculatifs. D’autres régions explorent des approches semblables, mais la plupart continuent de s’appuyer sur l’ancienneté dans la file d’attente, ce qui transfère la valeur de transport aux premiers inscrits et encourage ce qu’on appelle la « loterie de l’IGP ». De plus, les titulaires peuvent exploiter ce positionnement pour bloquer l’entrée de nouveaux venus proposant des solutions efficaces, ce qui augmente les coûts pour les clients^[28].

Lorsque la planification du transport régional est alors effectuée pour tenir compte de la croissance protégée par un tel arriéré, mais spéculative, l’effet est prévisible : le transport d’électricité est planifié et financé par les clients, ce qui peut ne pas produire les avantages prévus si l’accès prioritaire est accordé à des projets inscrits depuis plus longtemps dans la file d’attente, mais qui sont mal alignés sur les besoins ou la valeur du client.

III. RÉFORMES POUR UNE APPROCHE RELATIVE À L’IGP EN LIBRE ACCÈS FONDÉE SUR LES AVANTAGES POUR LE CLIENT ET LE RÉSEAU

Le libre accès devrait demeurer au cœur de la politique d’interconnexion, mais la rareté exige que les organismes de règlementation et les OSI aillent au-delà des approches de type « premier arrivé, premier servi ». Ces approches traditionnelles supposaient que le transport d’électricité était un bien public illimité, mais cette prémisse ne tient plus. Jadis efficaces pour accélérer le développement du réseau, ces règles de la ruée vers l’or nuisent maintenant à la capacité de répondre à la demande des clients, à la fiabilité du service et à d’autres objectifs stratégiques. Le présent article recommande des réformes qui attribuent la capacité d’interconnexion limitée aux projets offrant la plus grande valeur pour les clients et le réseau.

Toute approche doit reconnaître que les clients, ou les entités de desserte de charge (« EDC ») qui leur fournissent de l’énergie, assument en fin de compte les coûts de transport d’électricité dans la plupart des ententes de tarification^[29]. La rareté de la capacité d’interconnexion devrait donc mener à accorder la priorité aux projets soutenus par les engagements des clients ou qui offrent les avantages les plus importants pour le réseau. Les procédures de type « premier arrivé, premier servi » relatives à l’IGP échouent à atteindre cet objectif. Cependant, un virage est déjà en cours à plusieurs endroits.

Les processus concurrentiels doivent remplacer ceux qui reposent sur le principe d’ancienneté dans la file d’attente comme base d’attribution du droit de transport d’électricité. Dans les marchés bilatéraux et les services publics règlementés par l’État, cela peut signifier des appels de propositions surveillés par l’État et contrôlés par des évaluateurs indépendants. Dans les marchés restructurés caractérisés par une concurrence au niveau du commerce de détail, les nominations par les EDC pourraient produire des résultats semblables. Un processus d’appel de soumissions ou de mise aux enchères pourrait également être utilisé. Dans tous les cas, des mesures de protection doivent être établies pour empêcher les titulaires de droits de transport de favoriser la production affiliée, conformément aux ordonnances 888 et 2003 de la FERC.

La tarification devrait également refléter la réalité. L’accès à une nouvelle capacité de transport d’électricité doit refléter les coûts différentiels ou fondés sur le marché, et non les tarifs historiques intégrés dans un tarif de transport en libre accès. Lorsque l’interconnexion déclenche des mises à niveau majeures du réseau, la répartition des coûts entre les ressources bénéficiant de l’interconnexion ou leurs preneurs devrait tenir compte de ces répercussions. L’harmonisation des signaux de prix avec les coûts réels décourage la spéculation et garantit que l’expansion du transport d’électricité procure de la valeur aux clients et au réseau.

La plupart de ces approches relatives à l’IGP en libre accès recommandées, où tous les producteurs peuvent se livrer concurrence pour obtenir un droit d’interconnexion prioritaire indépendamment du moment où leur demande a été inscrite dans la file d’attente de l’IGP, peuvent être mises en œuvre sur des marchés bilatéraux et règlementés par l’État, mais exigent naturellement des approches différentes sur des marchés entièrement restructurés.

1. Approche règlementée de l’État pour les services publics intégrés verticalement

Dans les marchés bilatéraux et règlementés par l’État, l’expansion du transport peut être planifiée de façon exhaustive au profit des clients de charge natifs, financée au moyen d’un recouvrement des coûts socialisé, plutôt qu’en attribuant les coûts de mise à niveau à des producteurs individuels. Jumelée à des processus d’approvisionnement transparents et concurrentiels pour toutes les sources, la priorité d’interconnexion peut être attribuée aux soumissions gagnantes qui répondent le mieux aux objectifs de fiabilité, de suffisance des ressources et de coût plutôt qu’à l’ancienneté dans la file d’attente.

L’arrimage des droits limités d’IGP aux résultats des appels d’offres concurrentiels surveillés par l’État fait de la viabilité commerciale un résultat concurrentiel où la valeur d’un projet n’est plus liée au moment où il a été inscrit dans la file d’attente. Par conséquent, la décision de répartition s’inscrit dans un processus règlementé axé sur les résultats pour l’intérêt public. Cette conception répond également à des préoccupations familières au sujet de l’objectivité et de la transparence des exceptions aux règles relatives à l’IGP ordinaires permettant de « passer devant les autres ». Les sollicitations concurrentielles contrôlées par des évaluateurs indépendants, ayant de solides antécédents en matière d’élaboration de dossiers et d’examen règlementaire dans le cadre de procédures en justice, garantissent la visibilité du processus pour les organismes de règlementation. La FERC pourrait établir un critère d’acceptabilité de ces processus étatiques avant de les sanctionner pour s’assurer que les objectifs du libre accès sont véritablement atteints, sinon par une approche qui repose à tort sur le principe du « premier arrivé, premier servi » de la règlementation de l’interconnexion relevant de la compétence fédérale.

L’attribution de la priorité d’interconnexion à une capacité de transport rare par le biais de processus d’approvisionnement concurrentiels, plutôt que selon la position dans une file d’attente individuelle, détermine quelle capacité est ajoutée, à quel moment et à quel endroit elle est nécessaire, et selon quelles conditions commerciales. Cela limite le biais induit par la construction de l’infrastructure de manière indépendante en forçant la concurrence directe entre les propositions soumises par des services publics et de tierces parties à l’intérieur de limites de coût et de risque définies, et retourne la valeur du transport aux clients à des tarifs de souscription au service public plus bas. Cela contraste avec de nombreuses structures d’OTER qui privatisent la valeur par l’intermédiaire de l’ancienneté des droits dans la file d’attente. Les achats toutes sources du Colorado illustrent ce modèle : la priorité d’IGP à la capacité limitée est accordée dans l’ordre des soumissions gagnantes, ce qui permet de planifier le transport^[30] et la livraison à l’échelle.

2. L’approche du CAISO

Comparativement aux États à intégration verticale, le California Independent System Operator (« CAISO ») exploite ses activités dans un paysage de vente au détail beaucoup plus diversifié comprenant 100 EDC, y compris des services publics appartenant à des investisseurs, des agrégateurs choisis par la communauté et des détaillants concurrentiels dont la taille de la production varie de moins de 1 mégawatt à plus de 13 000 mégawatts^[31]. Sa file d’attente d’interconnexion est fortement sursouscrite, comme l’a démontré son étude de la grappe 15 qui comprenait 541 nouveaux projets représentant 354 000 mégawatts. Cela dépasse de loin la demande record du CAISO, ce qui souligne la nature spéculative de la file d’attente d’interconnexion^[32].

Pour régler ce problème, le CAISO a remplacé la priorité en fonction de l’ancienneté par un système de notation pondérée afin d’attribuer les droits de priorité d’IGP^[33]. Les EDC reçoivent des « points pour l’intérêt commercial » qu’ils peuvent attribuer aux ressources de la file d’attente pour lui accorder un statut plus prioritaire^[34]. Les EDC utilisent naturellement leurs points dans le cadre de projets qu’ils ont l’intention d’entreprendre ou avec lesquels ils ont déjà conclu un contrat, en accordant la priorité aux ressources appuyées par des engagements réels de clients. Ce mécanisme a déjà influencé les accords d’achat d’électricité, les acheteurs obtenant de meilleures conditions en échange de points qui réduisent l’incertitude liée à l’interconnexion.

Les limites sur la propriété de la production d’électricité réduisent les transactions internes^[35], et le transport planifié centralement et financé par le client font des points des EDC un indicateur raisonnable des avantages pour le client^[36]. La restructuration du commerce de détail en Californie, bien qu’incomplète, assure la présence d’une tension concurrentielle entre les acheteurs de la production, ce qui permet d’éviter des incitations perverses contre lesquelles un organisme de règlementation devrait autrement se prémunir dans les marchés des services publics intégrés verticalement qui sont fermés à la concurrence au détail. L’utilisation précoce des points dans le cadre de la réforme du CAISO a été modeste en raison d’un déploiement précipité, mais la réforme du marché réoriente carrément la priorité d’interconnexion vers les projets soutenus par les clients et évite les inscriptions spéculatives dans la file d’attente, de sorte que tous les producteurs puissent se livrer concurrence pour l’accès au réseau et à la valeur de la clientèle – une forme plus authentique de libre accès.

3. Marchés entièrement restructurés

Dans les marchés des OTER et OSI entièrement désagrégés verticalement, où la propriété de la production est diversifiée et où la concurrence au détail est généralisée, le problème d’interconnexion reflète largement celui des autres structures juridictionnelles. Les procédures de type « premier arrivé, premier servi » relatives à l’IGP congestionnent toujours les files d’attente d’IGP parce que de nombreux projets n’ont pas de voies de commercialisation crédibles, et freinent l’exécution de projets plus loin dans la file d’attente qui pourraient mieux répondre aux besoins en matière de pertinence des ressources, de fiabilité et de valeur pour la clientèle. La solution est nécessairement plus complexe que dans les marchés verticalement intégrés, où l’identité de l’acheteur de la production est claire, ou de celui de la Californie qui compte un moins grand nombre d’EDC et un plus grand nombre de contrats dirigés par la politique. Dans des marchés comme ceux de PJM, ISO-NE, New York Independent System Operator Inc (« NYISO »), ERCOT (Texas) et de l’Alberta, les clients sont raccordés de façon moins visible, ce qui complique tout processus d’attribution de la priorité axée sur le client dans la file d’attente.

Les activités de magasinage des clients dans ces territoires de compétence ne sont pas universelles. La plupart des clients industriels qui en avaient l’option ont choisi une EDC tierce^[37] et, dans certains cas, ils savent exactement ce qu’ils achètent, comme lorsque Microsoft a acheté un CAE à long terme lié au redémarrage de la centrale Three Mile Island de Constellation^[38]. Le plus souvent, les arrangements en matière d’approvisionnement sont à court terme et n’ont pas de lien clair avec des ressources de production particulières.

La participation résidentielle varie grandement. Selon le marché, seulement 5 % à 85 % des ménages reçoivent souscrivent au service d’une EDC tierce^[39]. Même ces clients ne reçoivent pas d’énergie des ressources dédiées d’un service public. Bon nombre d’EDC ne possèdent pas du tout de capacité de production, mais achètent plutôt de l’électricité sur le marché de gros dans le cadre de transactions financières plutôt que de contrats conditionnels à l’unité. Ces opérations se règlent généralement sous forme de « contrats pour des écarts de prix » par rapport aux mécanismes d’enchères du prix du prochain jour et en temps réel menées par l’OTER ou l’OSI^[40]. Les contreparties peuvent être des propriétaires de production ou des intermédiaires financiers, ce qui rend floue la source de production et son lien avec les clients individuels. Dans le cas des clients qui ne magasinent pas, les services publics, les organismes d’État ou les détaillants règlementés regroupent la demande et soumissionnent sur le marché de gros, où les fournisseurs de gros se font concurrence pour livrer cette charge.

Ce paysage commercial fragmenté soulève une question clé : À quoi ressemblerait une approche d’interconnexion axée sur le client dans les marchés où les clients connaissent rarement la ressource qui les sert? Une des solutions possibles consiste à étendre la logique de la réforme du CAISO, qui accorde la priorité en fonction des intérêts commerciaux plutôt que de l’ancienneté dans la file d’attente. Si une EDC ou un gros client a passé un contrat pour une ressource, cet arrangement pourrait justifier une priorité plus élevée dans la file d’attente. Cette approche fait en sorte que les ressources qui ont de vrais engagements avec des clients, et par conséquent une voie claire vers la commercialisation, passent devant les projets purement spéculatifs. Cette méthode est souvent considérée comme une solution aux files d’attente pour répondre à une charge tributaire de l’intelligence artificielle, et les projets de centres de données sont encouragés à « générer leur propre énergie eux-mêmes ».

Pour ce qui est des ressources développées sur une base commerciale, une autre solution s’impose. Une approche prometteuse est l’appel de soumissions pour l’accès au réseau, un processus à durée limitée dans le cadre duquel l’exploitant du réseau sollicite des demandes contraignantes pour obtenir une capacité d’interconnexion ou de transport. Il agrège ensuite la demande et répartit les droits et les coûts de façon transparente, souvent au moyen d’enchères ou d’abonnements proportionnels. Ce modèle, utilisé depuis longtemps dans le secteur des gazoducs et adapté aux projets commerciaux de CCHT^[41], remplace l’ancienneté dans la file d’attente par une volonté démontrée de payer ou de conclure un engagement contractuel et permet de filtrer la spéculation et d’harmoniser l’expansion avec les besoins réels du réseau. Les droits obtenus au terme d’un appel de soumissions pourraient même être négociés sur un marché secondaire, ce qui créerait des liquidités et garantirait que la capacité est aiguillée vers les utilisations ayant la plus grande valeur.

En Alberta, l’AESO offre une étude de cas utile pour la réforme partielle. Son processus d’évaluation groupée regroupe les projets de production et de stockage dans des fenêtres d’admission définies et les étudie ensemble, améliorant ainsi l’efficacité et imposant une discipline financière en imposant des frais de demande, des exigences en matière de sécurité et des obligations de contribution liées à la production^[42]. Ces mesures réduisent les inscriptions à fins spéculatives et permettent une analyse coordonnée du réseau. Cependant, le regroupement ne résout pas à lui seul les problèmes fondamentaux liés à l’attribution et à la spéculation. De façon générale, la priorité dépend toujours du moment de l’inscription au sein de la grappe. Comme la grappe 1 regroupe des projets représentant plus 16 000 mégawatts, bon nombre d’entre eux ne progresseront pas ni n’ont pour intention de le faire. Ces problèmes entraînent des risques d’annulation élevés, ce qui limite l’efficacité des études^[43], une préoccupation décrite précédemment dans le présent article concernant le MISO^[44].

Le processus de regroupement introduit des étapes structurées, en commençant par une System Access Service Request (« SASR ») (demande de service d’accès au réseau) et en passant par les évaluations préliminaires et détaillées, chacune exigeant des produits livrables comme les portées de l’étude, les estimations des coûts et la preuve du paiement de la contribution par le propriétaire de l’unité de production. La garantie financière et les décisions par étapes aident à filtrer les projets spéculatifs, même si les paiements sont souvent trop négligeables pour que des promoteurs bien nantis puissent simplement traiter ces projets comme un coût d’exploitation, surtout lorsqu’ils s’inscrivent dans des files d’attente dans de multiples administrations. Les études coordonnées permettent à l’AESO de cerner des solutions de rechange pour la connexion au moindre coût et des mises à niveau dont les coûts sont partagés de manière plus efficace que ce que permettent les examens en série, bien que ces limites soient soulignées dans les annulations mentionnées ci-dessus.

Ces processus contribuent à améliorer la transparence et la prévisibilité pour les promoteurs grâce aux fenêtres de réception des demandes publiées et aux calendriers comportant des étapes, mais des problèmes persistent. Compte tenu des problèmes de sursouscription et d’annulation, il est clair que le regroupement à lui seul ne peut pas résoudre la dynamique spéculative d’inscription dans la file d’attente qui afflige les OTER et les OSI partout en Amérique du Nord. Les signaux relatifs aux coûts peuvent également être contournés, en tentant de filtrer les projets spéculatifs (étant entendu que les coûts peuvent être suffisamment élevés que pour vraiment écarter les petits promoteurs), mais ils ne mènent pas nécessairement à prioriser les ressources offrant la valeur la plus élevée sur le plan de la fiabilité, de l’emplacement ou de la rapidité de desserte du marché, sauf s’ils peuvent être jumelés à une règle de sélection fondée sur la valeur.

Une approche hybride, en conservant le regroupement pour l’efficacité des études, mais en attribuant la priorité au moyen d’un pointage axé sur la clientèle ou d’un appel de soumissions, permettrait de mieux harmoniser l’interconnexion avec la fiabilité, le caractère adéquat de la ressource et la valeur pour les clients. Les réformes à venir en Alberta pourraient l’aider à se rapprocher de ces objectifs. En juillet 2024, le ministre de l’Abordabilité et des Services publics a demandé à l’AESO d’adopter une approche fondée sur la POT^[45]. Conjuguée aux PRCT, cette nouvelle norme de planification rapproche l’Alberta de la réalisation de l’approche hybride susmentionnée. Cette approche est conçue pour envoyer des signaux de prix plus précis fondés sur l’emplacement et harmoniser les incitations du promoteur avec la valeur du réseau, tout en permettant à l’AESO de mieux gérer la congestion et d’attribuer les coûts selon les principes de causalité des coûts^[46].

Des signaux relatifs à l’emplacement plus clairs pour les promoteurs seront fournis par la capacité existante d’interconnexion aux fins du transport, les coûts des PRCT et les prix marginaux en temps réel fonction de l’emplacement sur le marché de gros. Les promoteurs ne pourront plus compter sur l’AESO pour planifier des mises à niveau coûteuses du transport afin d’atténuer la congestion. Ensemble, le regroupement, la POT et les PRCT favorisent un régime coordonné d’interconnexion et de transport axé sur la valeur. Le regroupement assure l’efficacité et la transparence du séquençage des études. La POT simplifie les décisions d’expansion en fonction des avantages à l’échelle du réseau. Les PRCT introduisent dès le départ des signaux plus forts sur les coûts liés à l’emplacement et techniques^[47].

CONCLUSION

La rareté a bouleversé la logique de la politique d’interconnexion de type « premier arrivé, premier servi ». Le libre accès doit évoluer pour prioriser les projets qui offrent une valeur mesurable pour les clients et le réseau en adoptant des processus transparents et concurrentiels ainsi que des signaux fondés sur le marché.

Les premières réformes au Colorado et en Californie montrent que l’ancienneté dans la file d’attente peut être remplacée par des mécanismes fondés sur de vrais engagements qui préservent la concurrence et réduisent la spéculation. Pour les marchés entièrement restructurés, le défi est plus grand, mais il peut être relevé. Le passage de l’Alberta à la planification optimale du transport d’électricité et aux paiements de renforcement du transport d’électricité, jumelé au regroupement, annonce un virage vers une interconnexion fondée sur la valeur.

Si elles sont bien mises en œuvre, ces réformes remplaceront non seulement la mentalité axée sur la ruée vers l’or, mais renforceront les fondements du libre accès, ce qui permettra aux réseaux électriques de répondre à la demande croissante et aux objectifs politiques sans sacrifier l’équité ou l’efficacité. La souplesse et la créativité ne sont plus optionnelles, elles sont des prérequis pour un réseau fiable et axé sur le client en cette ère de rareté. 

• * Travis Kavulla (B. A., Université Harvard; M. Phil., Université de Cambridge) est chef des affaires politiques chez Base Power Company, ancien président de la Montana Public Service Commission et ancien président de la National Association of Regulatory Utility Commissioners. Il enseigne à la Harris School of Public Policy de l’Université de Chicago.

  Kevin Thompson (B. A., Mount Royal) est gestionnaire des affaires règlementaires chez NRG Energy.

  Le présent article fait fond sur un article antérieur publié dans la catégorie Energy Briefs de l’Energy Bar Association. Voir Eric Blank & Travis Kavulla, « The End of the Grid’s Gold Rush Era: Towards Customer-Oriented Approaches to Generator Interconnection » (23 août 2025), en ligne : <Eba-net.org/the-end-of-the-grids-gold-rush-era-toward-customer-oriented-approaches-to-generator-interconnection>.

  ¹ À titre d’exemple, la première grappe à étudier serait un groupe de producteurs en tête de la file d’attente d’interconnexion. Voir Federal Energy Regulatory Commission, Improvements to Generator Interconnection Procedures and Agreements, 184 F.E.R.C. ¶ 61,054, (2023). Comme décrit ci-dessous, Midcontinent Independent System Operator (MISO) et PJM Interconnection, L.L.C. (PJM) ont tous deux fait remarquer que même dans le cadre des procédures relatives à l’IGP de type « premier arrivé, premier servi » réformées, il faudra de nombreuses années pour éliminer leurs files d’attente respectives en matière d’interconnexion. Certaines études devront être reprises dans le cas de projets qui sont retirés du processus après avoir été jugés non « prêts » et d’autres projets qui sont approuvés, mais qui risquent de ne pas être mis en service (voire de ne pas être réalisés tout simplement) avant la fin de la décennie suivante. Voir Federal Energy Regulatory Commission, Standardization of Federator Interconnection Agreements and Procedures, 104 F.E.R.C. 61,103, (24 juillet 2003), en ligne (pdf) : <ferc.gov/sites/default/files/2020-04/E-1_71.pdf> [Ordonnance no 2003].

• ² Ibid.

• ³ Voir Joseph Rand, « Queued Up: Status and Drivers of Generator Interconnection Backlog », Lawrence Berkeley National Laboratory, Transmission and Interconnection Summit (juin 2023) à la p 5, en ligne (pdf) : <energy.gov/sites/default/files/2023-07/Rand_Queued%20Up_2022_Tx%26Ix_Summit_061223.pdf> (montrant que les files d’attente d’interconnexion actives en 2010 étaient relativement petites par rapport à la capacité installée composée principalement de sources éoliennes, et donc concentrée).

• ⁴ Les derniers projets importants de transport d’électricité en Alberta consistaient en deux lignes parallèles de courant continu à haute tension (« CCHT ») régies par le projet de loi 50. À ce moment-là, de nombreux universitaires et professionnels de l’industrie nous ont prévenus qu’il y avait une construction excessive inefficace. Voir Jeffrey Church et al., « Transmission Policy in Alberta and Bill 50 », document de recherche de la School of Public Policy de l’Université de Calgary, (2 novembre 2009), aux pp 4, 8 et 15, en ligne (pdf) : <journalhosting.ucalgary.ca/index.php/sppp/article/view/42325/30212>. 

• ⁵ Voir Joseph Rand, « Queued Up: Status and Drivers of Generator Interconnection Backlog », Berkeley Lab (juin 2023), à la p 4, en ligne (pdf) : <energy.gov/sites/default/files/2023-07/Rand_Queued%20Up_2022_Tx%26Ix_Summit_061223.pdf> (montrant la capacité annuelle en mégawatts et le nombre de demandes dans les files d’attente d’interconnexion nationales depuis 2000).

• ⁶ On suppose que les OTER comprennent PJM, MISO, Southwest Power Pool (“SPP”), CAISO, New York Independent System Operator, Inc. (“NYISO”) et ISO New England Inc. (“ISO-NE”).

• ⁷ Voir Initial Comments of the Colorado Public Utilities Commission (12 octobre 2022), RM-22-14-000 [Initial Comments of the Colorado PUC].

• ⁸ Les normes de la FERC ont évolué pour exiger que les producteurs montrent qu’ils sont viables sur le plan commercial. Ces normes semblaient constituer un minimum raisonnable pour aider à éviter de dépenser les ressources des services publics de transport d’électricité ou des exploitants de réseau pour évaluer des projets spéculatifs, mal conçus ou sous-capitalisés qui auraient pu être prévalents au début de l’exploitation d’une OTER. 

• ⁹ Voir Notice of Proposed Rulemaking, Improvements to Generator Interconnection Procs. & Agreements, 179 F.E.R.C. ¶ 61,194, (2022) à la p 20 (notant que « la capacité de transport disponible semble avoir été épuisée dans de nombreuses régions » [traduction]). 

• ¹⁰ Contrairement aux projets d’énergie éolienne qui sont souvent limités à des emplacements géographiques uniques, le développement de l’énergie solaire et du stockage à l’échelle des services publics peut se faire sur un éventail beaucoup plus vaste de sites et de régions, et ces projets sont maintenant responsables de la majeure partie du retard dans les files d’attente d’interconnexion. Voir Rand, supra note 6, à la p 5 (montrant que les projets d’énergie solaire et de stockage représentent le plus grand nombre d’inscriptions dans la file d’attente). 

• ¹¹ Voir Rand, supra note 6, à la p 12, montrant la capacité des files d’attente pour chaque opérateur de système indépendant (OSI) et OTER. Voir aussi l’Alberta Electric System Operator, « Long Term Adequacy Metrics » (consulté le 3 février 2026), en ligne : <aeso.ca/market/market-and-system-reporting/long-term-adequacy-metrics>.

• ¹² Voir supra note 10, aux pp 2–3.

• ¹³ Ibid aux pp 6–7.

• ¹⁴ Midcontinent Independent System Operator, Inc., Revisions to the Open Access Transmission, Energy and Operating Reserve Tariff: Expedited Resource Addition Study Filing, (17 March 2025), Washington, DC, ER25-1674-000 a la p 21 (calendrier de 3 et 4 ans pour le cycle d’étude actuel); Midcontinent Independent System Operator, Inc., Motion to Intervene and Request for Rehearing and Stay of Public Interest Organizations, USDE 202-25-9 à la p 30 (pour la date de mise en service de la grappe de 2025).

• ¹⁵ Voir Alberta Electric System Operator, « Cluster Assessment Process, Cluster 1 Progress Update » (31 juillet 2024), en ligne (pdf) : <aesoengage.aeso.ca/31713/widgets/131604/documents/135512>.

• ¹⁶ Par exemple, des conversations récentes avec le personnel de SPP laissent entendre que de nouveaux accords d’IGP représentant plus de 7 000 mégawatts ont été exécutés en accordant des droits de priorité aux projets dans les premières études de grappe. 

• ¹⁷ Voir supra note 8. 

• ¹⁸ PJM Interconnection L.L.C., (13 décembre 2024), ER25-712-000, en ligne (pdf) : <pjm.com/-/media/DotCom/documents/ferc/filings/2025/20250328-er25-712-000.pdf>. 

• ¹⁹ Ibid aux pp 30–33.

• ²⁰ PJM Interconnection, L.L.C., « PJM Chooses 51 Generation Resource Projects To Address Near-Term Electricity Demand Growth » (2 mai 2025), en ligne : <insidelines.pjm.com/pjm-chooses-51-generation-resource-projects-to-address-near-term-electricity-demand-growth>.

• ²¹ Supra note 14.

• ²² Ibid aux pp 17–18.

• ²³ Voir Midcontinent Independent System Operator, Inc., Order Rejecting Tarif Revisions (16 mai 2025), FERC 61,131, en ligne : Federal Energy Regulatory Commission <sierraclub.org/sites/default/files/2025-05/ferc-reject-eras-20250516-3074.pdf>.

• ²⁴ Supra note 14. PJM Interconnection L.L.C., (13 décembre 2024), ER25-712-000, en ligne (pdf) : <pjm.com/-/media/DotCom/documents/ferc/filings/2025/20250328-er25-712-000.pdf>.

• ²⁵ Voir Federal Energy Regulatory Commission, Order Accepting Tariff Revisions, Subject to Condition, 192 F.E.R.C. ¶ 61,062, (21 juillet 2025), en ligne (pdf) : <spp.org/documents/74369/20250721_order%20accepting%20tariff%20revisions%20subject%20to%20condition%20-%20expediated%20resource%20adequacy%20study_er25-2296-000.pdf>.

• ²⁶ Derek Wingfield, SPP Board Approve Expedited Generation Interconnection Process to Help Meet Regional Resource Adequacy, Southwest Power Pool (6 mai 2025), en ligne (pdf) : <spp.org/news-list/spp-board-approves-accelerated-generation-interconnection-process-to-help-meet-regional-resource-adequacy>

• ²⁷ Pour plus de détails, voir Ruppa Louissaint, « Alberta’s grid in transition: An overview of the restructured energy market » (2025), 13:4, Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie.

• ²⁸ Compte tenu de l’incidence d’une nouvelle capacité de transport d’électricité qui pourrait modifier la répartition et réduire les prix sur le marché de gros des OTER, plusieurs producteurs titulaires se sont opposés vigoureusement aux nouveaux investissements dans le transport, en particulier dans les OTER désagrégées verticalement. Voir Alissa J. Schafer et Dave Anderson, « NextEra Spent $20 Million to “Ban” Clean Energy Transmission Project in Maine » (3 novembre 2021), Energy & Policy Institute, en ligne : <energyandpolicy.org/Nextera-spent-20-million-to-ban-clean-energy-transport-project-in-Maine >(décrivant une situation où les producteurs titulaires ont dépensé plus de 20 M$ pour financer des efforts visant à éliminer une nouvelle ligne de transport rentable qui, en l’état, aurait créé un grand avantage pour le client en abaissant les prix du marché de gros); Clark Mindock, « Key Lease for Hydropower Transmission Line Maintained by Maine Top Court » (29 novembre 2022), Reuters, en ligne : <Reuters.com/legal/litigation/key-leases-hydropower-transport-line-upheld-by-Maine-top-court-2022-11-30>. 

• ²⁹ À l’exclusion notable des interconnexions de transport d’électricité ou des processus de planification qui établissent des allocations non remboursables ou des paiements pour le service de transport, comme ceux décrits pour l’AESO dans le présent document. 

• ³⁰ Les détails de ce modèle sont expliqués plus en détail dans Eric Blank et Travis Kavulla, « The End of the Grid’s Cold Rush Era: Towards Customer-Oriented Approaches to Generator Interconnection », (2025) 6:1 Energy Bar Association, en ligne (pdf) : <Eba-net.org/wp-content/uploads/2025/08/EBA-Brief-2025-Vol-1.pdf>. 

• ³¹ California Open Data Portal, « Electric Load Serving Entities (IOE & POU) » (dernière consultation le 10 février 2026), en ligne : <data.ca.gov/dataset/electric-load-serving-entities-iou-pou>; voir aussi State of California, « Registered Electric Service Providers » (dernière consultation le 10 février 2026), en ligne : <apps.cpuc.ca.gov/apex/f?p=511:1:0:NO>. 

• ³² La demande au CAISO a atteint un pic de 51 479 MW en 2022. Voir State of California, « Registered Electric Service Providers » (dernière consultation le 10 février 2026), en ligne : <apps.cpuc.ca.gov/apex/f?p=511:1:0:NO>. 

• ³³ La FERC a approuvé cette réforme en 2024. 

• ³⁴ Le CAISO a divisé la note globale du projet en trois grandes catégories : 30 % des points pour l’intérêt commercial, 35 % des points pour la viabilité du projet et 35 % des points pour la réponse au besoin du réseau, les deux dernières étant déterminées par le CAISO. 

• ³⁵ Electric Utility Industry Restructuring Act, AB 1890, 1996 Cal Stat ch 854. Voir p. ex. California Public Utilities Commission, Executive Summary à l’adresse suivante : <ia.cpuc.ca.gov/environment/info/esa/divestpge-two/eir/chapters/s-summary.htm>.

• ³⁶ Voir California Independent System Operator, « The California ISO’s Transmission Planning Process – A Brief Overview » (7 avril 2025), en ligne (pdf) : <caiso.com/Documents/Transmission-Planning-Process-Overview.pdf>.

• ³⁷ U.S. Energy Information Administration, « Annual Electric Power Industry Report », Form EIA-861 (2023), en ligne : <eia.gov/electricity/data/eia861/ >[US EIA Form-861].

• ³⁸ Constellation, « Constellation to Launch Crane Clean Energy Center, Restoring Jobs and Carbon-Free Power to The Grid » (20 septembre 2024), en ligne (pdf) : <constellationenergy.com/newsroom/2024/Constellation-to-Launch-Crane-Clean-Energy-Center-Restoring-Jobs-and-Carbon-Free-Power-to-The-Grid.html>.

• ³⁹ Voir US EIA Form-861, supra note 38; Voir aussi Market Surveillance Administrator, « Retail Statistics » (5 janvier 2026), en ligne (excel) : <view.officeapps.live.com/op/view.aspx?src=https%3A%2F%2Fwww.albertamsa.ca%2Fassets%2FDocuments%2FMSA-Retail-Statistics.xlsx&wdOrigin=BROWSELINK>; See also Electric Reliability Council of Texas, « ERCOT Grid Insights » (novembre 2025) à la p 3, en ligne : <ercot.com/about/news/grid-insights>.

• ⁴⁰ En règle générale, les détaillants prennent des décisions de couverture en fonction de leur charge prévue et peuvent sursouscrire une couverture pour tenir compte du risque lié aux conditions météorologiques, une pratique assimilable à une « marge de réserve » dans le marché concurrentiel de la vente au détail qui vise à prévenir des conséquences financières graves en cas d’explosion des prix sur le marché de gros. Voir, p. ex., Comments of NRG Energy, Inc., Pennsylvania Public Utility Commission, Docket No. M-2024-3051988 (9 janvier 2025).

• ⁴¹ Voir Rob Gramlich & Zach Zimmerman, Use of Network Open Seasons in the Electric Industry (9 août 2024), Grid Strategies LLC préparé pour NRG Energy, en ligne (pdf) : <nrg.com/assets/documents/energy-policy/grid-strategies-electric-network-open-seasons080924.pdf>.

• ⁴² Voir Alberta Electric System Operator, « Cluster Assessment » (dernière consultation le 10 février 2026), en ligne : <aeso.ca/grid/connecting-to-the-grid/cluster-assessment>; voir aussi Alberta Electric System Operator, « Cluster Assessment Process Implementation » (dernière consultation le 10 février 2026), en ligne : <aesoengage.aeso.ca/connection-process-streamlining>.

• ⁴³ Pour la grappe 3, l’AESO a explicitement prolongé le calendrier de soumission des demandes et des étapes « afin de permettre la reprise d’études, car un grand nombre d’annulations de projets sont prévues » [traduction].

• ⁴⁴ Voir Ordonnance no 2003, supra note 1, et les préoccupations relatives à la reprise d’études par le MISO décrites à la section 2.

• ⁴⁵ Voir la lettre de la ministre de l’Abordabilité et des Services publics et de la vice-présidente du Conseil du Trésor à <https://aesoengage.aeso.ca/trp-and-supply-sas/news_feed/background-information > Alberta, l’honorable Nathan Neudorf, au président et chef de la direction de l’Alberta Electric System Operator, Mike Law (3 juillet 2024), en ligne : <ehq-production-canada.s3.ca-central-1.amazonaws.com/5ccdffa7dc3623ae39ba332646af9fbf23df6237/original/1730998577/36be17e72e012e4b8f1fe6a4300ea44e_Minster%27s_Letter_-_July__2024.pdf?X-Amz-Algorithm=AWS4-HMAC-SHA256&X-Amz-Credential=AKIA4KKNQAKIII4DU7AG%2F20260211%2Fca-central-1%2Fs3%2Faws4_request&X-Amz-Date=20260211T014450Z&X-Amz-Expires=300&X-Amz-SignedHeaders=host&X-Amz-Signature=b657e0fa4282cde0aa6ed5ea6eb955384880c7b4b238e1b588aa7ffb0ef15116. 

• ⁴⁶ Alberta Electric System Operator, « Background Information » (dernière consultation le 10 février 2026) en ligne : <aesoengage.aeso.ca/Trp-and-supply-sas/news_feed/background-information>.

• ⁴⁷ Transmission Regulation, Alta Reg 86/2007; le paragraphe 29.1(4) précise que les PRCT sont fondés sur la capacité de transport d’électricité disponible, les caractéristiques techniques du producteur et le coût du renforcement du réseau.