1.LE RENOUVELLEMENT DU MARCHÉ TOUCHE L’ONTARIO

Le 1er mai 2025, la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (« SIERE ») de l’Ontario a officiellement lancé son marché renouvelé, connu sous le nom de programme de renouvellement du marché (« PRM »). Ce marché renouvelé représente la refonte la plus importante du marché régi par la SIERE (« MRS ») en Ontario depuis sa création en 2002. Bien que ce renouvellement du marché ait entraîné des centaines, voire des milliers, de changements aux systèmes de règlement, aux règles du marché et aux manuels du marché, cette refonte ne repose principalement que sur quelques éléments de conception généraux.

1. Coûts marginaux en fonction du lieu (« CML ») – L’adoption d’une tarification fondée sur le lieu à l’échelle des MRS a remplacé ce qu’on appelait le marché à deux barèmes, qui jouait un rôle important dans l’ancien marché. En adoptant un marché à horaire unique et les CML qui en découlent, les prix reflètent maintenant pleinement la congestion et les pertes liées au transport d’électricité et reflètent plus fidèlement le coût réel de consommation à différents endroits du réseau.
2. Marché journalier financièrement contraignant – La marché journalier fournit des barèmes financièrement contraignants aux participants au marché (« PM ») dans l’ensemble des MRS et remplace le processus d’engagement pour le prochain jour ouvrable non contraignant utilisé dans l’ancien marché. La plus grande partie de l’approvisionnement est maintenant négociée dans le marché journalier.
3. Enhanced Real-Time Unit Commitment Process (« ERUC », processus amélioré d’engagement d’unités d’énergie en temps réel) – La SIERE a mis à jour et peaufiné ses programmes d’engagement pour ce qu’on appelle les Non-Quick Start generators (unités de production à démarrage non rapide), qui correspondent principalement à des génératrices au gaz. Les unités de production à démarrage non rapide exigent habituellement que l’algorithme de répartition tienne compte d’un certain nombre de contraintes opérationnelles et physiques. Dans le cadre des changements apportés au processus d’ERUC, les contraintes financières et physiques des différentes unités de production à démarrage non rapide sont censées être optimisées et celles-ci devraient être engagées plus rapidement que ce qu’on a observé avec les programmes d’engagement utilisés dans l’ancien marché.
4. Atténuation du pouvoir sur le marché (« APM ») – Le cadre d’atténuation pour toutes les ressources est passé d’une récupération ex post (« après l’événement ») des paiements hors marché à un filtrage ex ante (« avant l’événement ») de divers paramètres financiers et physiques.

Les sections suivantes donnent un aperçu de haut niveau des failles connues de l’ancien marché qui ont incité la mise en œuvre du programme de renouvellement de marché. Nous nous pencherons ensuite sur les résultats dans le marché renouvelé au cours des six premiers mois de sa mise en œuvre. La discussion sur l’ancien marché et ses failles demeurera de haut niveau, car la plupart de ces failles ont fait l’objet de discussions (citées en notes en bas de page) approfondies dans plusieurs contextes au cours des deux dernières décennies.

2. UNE SYMPHONIE DOUCE-AMÈRE : L’ANCIEN MARCHÉ DISPARAÎT ET ÉLIMINE LES MÉCANISMES DE COMPRESSION DES PRIX

L’ancien marché de l’Ontario présentait un certain nombre de lacunes bien connues. Dans certains cas, ces lacunes auraient dû être corrigées dans les quelques années qui ont suivi le lancement du marché en 2002. Pour diverses raisons, ces lacunes se sont enchâssées dans la conception globale du marché et sont devenues certaines des « caractéristiques » les plus visibles du marché de gros de l’Ontario comparativement à un certain nombre d’autres marchés de gros en Amérique du Nord.

La SIERE et le Comité de surveillance du marché (« CSM ») ont mis en évidence bon nombre des failles de l’ancien marché au cours de ses plus de 20 années d’existence. Le rapport le plus complet sur les lacunes du marché de gros est le rapport de 2016 du CSM intitulé Congestion Payments in Ontario’s Wholesale Electricity Market: An Argument for Market Reform. La SIERE a également fourni un examen détaillé d’un certain nombre de lacunes du marché de gros en établissant le dossier de preuve dans un appel des règles du marché par un groupe d’exploitants d’unités de production à démarrage non rapide^[1].

La SIERE a également présenté son rapport « Energy Stream Business Case » pour le programme de renouvellement du marché, qui faisait état d’économies de 975 millions de dollars sur dix ans, dont 97,5 millions de dollars en économies annuelles découlant de l’élimination des paiements de CMSC restreints (45 millions de dollars par année) et de l’efficience du marché (52,5 millions de dollars par année)^[2]. La SIERE a résumé les avantages de l’efficience du marché comme [traduction] « une utilisation plus efficiente des interconnexions (en particulier les exportations), un processus amélioré d’engagement d’unités et une concurrence accrue se traduiront par une meilleure utilisation des actifs et une réduction de la consommation de gaz naturel, ce qui permettra d’éviter le coût du carburant »^[3].

Les failles et lacunes les plus notables de l’ancien marché sont abordées ci-dessous.

i. Les prix de l’ancien marché ne reflétaient pas les limites physiques du réseau (le système à deux barèmes)

Le système à deux barèmes de l’ancien marché exigeait l’utilisation de deux algorithmes différents pour répartir les unités et établir les prix de gros. Dans l’algorithme de « répartition », les contraintes physiques des différentes unités et du réseau de transport d’électricité ont été prises en compte afin de répartir physiquement les unités et de créer un « barème de répartition ». L’algorithme du « marché » a ensuite établi un « barème du marché » qui ne tenait pas compte des contraintes physiques des participants au marché et du réseau de transport d’électricité pour créer un prix de compensation du marché (« PCM ») uniforme à l’échelle de la province et utilisé pour les règlements. Le barème du marché était « fictif », en ce sens qu’il ne tenait pas compte de la façon dont toutes les unités étaient physiquement réparties dans le barème de « répartition » et, par conséquent, n’était pas fondé sur le coût et la répartition réels du réseau.

Les divergences entre les deux barèmes ont exigé des paiements hors marché connus sous le nom de Congestion Management Settlement Credits (« CMSC »), ce qui a entraîné à la fois un certain nombre de problèmes d’« agiotage » et des inefficacités économiques globales, comme l’explique en détail le CSM, durant les deux dernières décennies^[4]. Elles ont également masqué la réalité que le coût de la consommation d’électricité différait selon les différentes parties du réseau en raison de contraintes bien connues liées au transport d’électricité, ce qui entraînait à la fois une répartition et une consommation inefficaces.

ii. L’ancien marché reposait sur des programmes d’engagement inefficaces des unités de production à démarrage non rapide alimentées au gaz

Lorsque le marché de gros a été lancé en 2002, il n’existait pas de programme d’engagement pour les unités de production à démarrage non rapide, car on s’attendait à ce qu’ils dépendent entièrement des prix de l’énergie au moment de l’engagement pour déterminer la répartition et les revenus d’exploitation. Au fil du temps, la SIERE a élaboré des programmes d’engagement pour le prochain jour ouvrable et en temps réel. Le programme de tarification en fonction du coût réel, appelé Real-Time Generator Cost Guarantee (« RT-GCG »), engageait les unités de production à démarrage non rapide durant la période préalable à la répartition en fonction de leurs coûts énergétiques supplémentaires seulement et ne tenait pas compte d’autres coûts liés au démarrage. Le programme de RT-GCG ne tenait pas non plus compte de l’engagement sur plusieurs heures, même si la plupart des unités de production à démarrage non rapide doivent physiquement demeurer en service pendant de nombreuses heures consécutives. Cela a donné lieu à des engagements qui étaient « inefficaces et désavantageux pour les unités de production à démarrage non rapide à plus faible coût »^[5].

Dans le contexte de l’ancien marché, de nombreux exploitants d’unités de production à démarrage non rapide pouvaient s’engager eux-mêmes dans un programme de RT-GCG qui ne tenait pas compte des conditions à l’échelle du système lorsqu’ils engageaient des ressources à long terme. En fait, les exploitants d’unités de production à démarrage non rapide pouvaient engager leurs unités eux-mêmes lorsque leur production était « économique » – c.-à-d. que leur offre de coût marginal pour l’approvisionnement était inférieure au prix courant – pendant la moitié de la durée de fonctionnement minimale.

Le CSM a présenté des recommandations à la SIERE pour remédier aux inefficacités des programmes de garantie à plusieurs reprises, et elles ont reçu presque autant d’attention que les CMSC au cours des 20 dernières années.

iii. L’ancien marché ne correspondait pas à un marché journalier financièrement contraignant

Comme dans le cas des programmes d’engagement pour les exploitants d’unités de production à démarrage non rapide, il n’y avait pas de marché journalier dans le MRS lorsqu’il a été lancé en 2002. La SIERE a finalement mis en œuvre ce qu’on a appelé le processus d’engagement pour le prochain jour ouvrable en 2006. Néanmoins, l’engagement pour le prochain jour ouvrable n’était pas financièrement contraignant pour les participants au marché – même si les exploitants d’unités de production à démarrage non rapide pouvaient recevoir une garantie de coûts dans le processus d’engagement pour le prochain jour ouvrable – et, par conséquent, ne se traduisait pas par une participation pleine ou efficace de nombreuses ressources.

La SIERE a conclu que le manque de ressources pour participer pleinement ou efficacement au processus d’engagement pour le prochain jour ouvrable dans l’ancien marché avait réduit « sa capacité à planifier et à engager l’ensemble des ressources le moins coûteux pour répondre à la demande du jour suivant » [traduction]^[6].

iv. L’ancien marché reposait sur des prix liés à une montée en puissance fictive des unités de production

Dans l’ancien marché, l’algorithme du marché – qui déterminait les prix horaires et à 5 minutes – supposait que la « montée en puissance » des unités de production était trois fois plus rapide que leur capacité physique réelle (c’est-à-dire qu’il présumait que la montée en puissance était trois fois plus rapide que ce que permettait leur rendement réel). Cette hypothèse a été explicitement incluse dans l’algorithme du marché afin de supprimer la volatilité des prix découlant de la montée et de la descente en puissance rapide des unités. La SIERE elle-même a fait remarquer que le triplement du taux entraînait une « stabilité du prix » et qu’il était « plus probable que des ressources plus lentes et moins coûteuses fixent le prix » [traduction]^[7].

v. L’ancien marché comprenait une réserve de fonctionnement d’urgence (mesures de contrôle) à bas prix

Dans la colonne d’approvisionnement de la réserve de fonctionnement (« RF »), la SIERE a inclus une offre visant à réduire la tension à l’échelle du système de 3 % et de 5 % (ou d’autres mesures d’urgence), ce qui fournirait théoriquement des centaines de mégawatts supplémentaires en réduisant la demande. Cette mesure est ce qu’on appelait la « réserve de fonctionnement à action de contrôle » ou CAOR. La principale préoccupation n’était pas l’action elle-même – qu’on observe dans d’autres marchés de gros – mais plutôt le prix auquel elle a été offerte. La SIERE a ajouté la CAOR à la RF à un prix aussi bas que 30 $/MW, ce qui signifie que durant de nombreuses heures, elle a soit supprimé les prix de gros, soit créé une incertitude quant au montant réel de la RF disponible. La SIERE a inclus des offres d’approvisionnement permanentes pour RF représentant des réductions de tension de 400 MW pour la RF disponible en 30 minutes à 30 $/MW, et de 400 MW pour la RF disponible en 10 minutes à 30,10 $/MW^[8]. Un autre 400 MW a été inclus pour représenter le non-respect de l’exigence d’une RF disponible en 30 minutes, avec 200 MW à 75 $/MW et 200 MW à 100 $/MW^[9]. Cette quantité RF fictive est importante, étant donné que la SIERE prévoit habituellement une RF entre 1 400 MW et 1 600 MW pour chaque heure. Cette situation a fait baisser les prix globaux sur les marchés de la RF et de l’énergie en raison de la co-optimisation.

vi. L’ancien marché n’a pas correctement valorisé la circulation de l’énergie aux interconnexions

Selon l’analyse de rentabilisation du PRM de la SIERE, dans l’ancien marché, « le prix des importations et des exportations est fondé sur un prix sans restriction qui, parfois, surestime ou sous-évalue l’énergie circulant dans les interconnexions »^[10]. La SIERE a souligné que dans l’ancien marché, si le prix marginal en fonction du lieu près de l’interconnexion était différent du prix de compensation du marché (CCM) en raison de la congestion, le « prix à l’interconnexion calculé ne sera pas exact et pourrait entraîner des coûts plus élevés »^[11]. Le renouvellement du marché « corrigerait les prix aux interconnexions en tenant compte du prix marginal en fonction du lieu à l’interconnexion en plus du (prix de congestion interne) »^[12]. Selon l’analyse effectuée entre 2015 et 2018, la SIERE a conclu que les exportations nettes acheminées au MISO et du New York Independent System Operator étaient respectivement inefficientes à 9 % et 13 %^[13]. Cela représenterait 4,60 $/MWh des coûts engagés pour les exportations nettes acheminées au MISO et 3,10 $/MWh pour les exportations nettes acheminées au NYISO^[14]. La SIERE a prévu que les « coûts liés à l’inefficience des exportations nettes évitées par l’amélioration des prix aux interconnexions » se traduiraient par des économies de 28,5 millions de dollars par année grâce au PRM^[15].

3. JUSTIFICATION DU PRM : UN AMI AVEC AVANTAGES

L’amélioration de l’efficience économique du MRS devrait procurer des avantages financiers aux contribuables ontariens, selon la SIERE. Ces avantages s’élèveront à plus d’un milliard de dollars en économies au cours des dix premières années de fonctionnement (soit environ 100 millions de dollars par année, ce qui représente moins de 1 % de la valeur totale des coûts d’approvisionnement en électricité de l’Ontario)^[16]. Ces avantages proviennent principalement de ce qui suit :

1. Une planification et un engagement plus efficaces des ressources sur le marché en temps réel permettront de réaliser des économies de 500 millions de dollars au cours des dix premières années.
2. L’élimination des paiements « inutiles » de CMSC se traduira par des économies de 450 millions de dollars.
3. La SIERE a également souligné que la nouvelle conception du marché réduira les possibilités d’« agiotage » qui ont entraîné une « récupération » de plus de 360 millions de dollars des années précédentes, mais elle n’a pas fourni une valeur prévue de ces avantages.

La SIERE a également souligné les avantages de la « certitude opérationnelle » découlant de l’adoption d’un mécanisme de marché journalier financièrement contraignant et de la valeur du prix en fonction du lieu qui « pourraient avoir une incidence positive sur les décisions futures en matière d’investissement » [traduction].

Dans l’ensemble, la conception du marché du PRM s’harmonise de façon générale avec celle des marchés ailleurs en Amérique du Nord, particulièrement ceux de New York, de la Nouvelle-Angleterre et des États du midwest et de l’est des États-Unis. Bon nombre de ces marchés sont actifs depuis plusieurs décennies et ont intégré presque tous les concepts inclus dans le PRM (à l’exception de l’engagement pour la prochaine période de 27 heures).

4. LA RÉALITÉ FAIT MAL : LES SIX PREMIERS MOIS

Au moment de la rédaction du présent article, le marché renouvelé est en activité depuis plus de six mois, et on peut maintenant faire un certain nombre d’observations clés au sujet des prix courants et de la répartition. Fait important, le marché renouvelé a fonctionné pendant une saison où la demande atteint un sommet – habituellement à l’été, bien que les hivers extrêmement froids puissent également mettre à l’épreuve le réseau de l’Ontario – et, par conséquent, les résultats du marché renouvelé sont tributaires d’une période où le réseau fonctionne selon un équilibre serré entre l’offre et la demande.

Néanmoins, comme pour tous les commentaires sur les marchés de l’électricité très volatiles, en particulier ceux qui n’ont encore que six mois d’existence, les résultats relatifs au prix et à la répartition devraient évoluer au fil du temps. À mesure que l’équilibre entre l’offre et la demande évoluera, notamment avec les remises en état du nucléaire, les nouveaux systèmes de stockage d’énergie par batterie et l’augmentation de la demande du système, il en ira de même des résultats du marché à mesure que les participants au marché réagiront aux nouvelles conditions du marché.

Les montagnes russes de la volatilité du prix en temps réel

Les prix ont été beaucoup plus volatils sur le marché en temps réel que sur l’ancien marché. La figure ci-dessous présente l’écart quotidien moyen entre les heures au prix le plus élevé et celles au prix le plus bas pour la période de mai à octobre, de 2020 à 2025. L’écart quotidien moyen entre le prix en temps réel le plus élevé et le prix le plus bas en 2025 était de 182 $/MWh au cours des six premiers mois du marché renouvelé, soit près du double de l’écart quotidien observé en 2022, l’année où l’écart a été le plus élevé de 2020 à 2024^[17]. Il convient de souligner que les prix de l’électricité ont connu une forte volatilité en 2022 en raison de la plus grande volatilité des marchés des produits de base touchés par l’invasion russe en Ukraine. L’écart quotidien entre les heures au prix le plus élevé et les heures au prix le plus bas dans le marché journalier est supérieur à quatre des cinq dernières années de prix, à l’exception de 2022.

La volatilité du prix en temps réel dans le marché renouvelé a moins d’incidence pour la plupart des clients, car la majeure partie de la production est achetée sur le marché à 24 heures – le marché en temps réel servant surtout à équilibrer les écarts entre les prévisions pour le prochain jour et les conditions en temps réel du réseau. L’achat de toute charge en temps réel – par de grands clients, par exemple, ou par la SIERE pour corriger une erreur de prévision – est exposé à cette volatilité. Néanmoins, quelques facteurs sous-jacents expliquent l’augmentation de la volatilité du prix en temps réel :

1. Fin du triplement du tarif de montée en puissance – L’hypothèse fictive voulant de tripler le tarif de montée en puissance ayant été éliminée dans le marché renouvelé, la volatilité des prix qui était auparavant supprimée est maintenant une caractéristique des résultats de prix en temps réel.
2. Programmes d’engagement mis à jour – Dans l’ancien marché, en raison des programmes d’engagement de type RT-GCG et DA-PCG, plusieurs unités ont souvent été engagées à la capacité physique de production minimale, au lieu d’engager un moins grand nombre d’unités à la capacité de production optimale. L’« offre excédentaire » pour un tel engagement pourrait exercer des pressions à la baisse sur les prix et éliminer la volatilité en temps réel, car une abondance de capacités de montée en puissance a été engagée pour de nombreuses heures. Cette question est abordée plus en détail dans une section ultérieure (voir « Enjeux liés à l’engagement »).

Emplacement, emplacement, emplacement : divergence des prix dans l’ensemble du MRS

L’un des éléments clés du renouvellement du marché a été l’introduction de coûts marginaux en fonction du lieu, ou CML. Les CML visent à fournir un signal de prix plus précis qui, entre autres caractéristiques, améliorerait l’efficacité économique du marché de gros en fournissant un signal plus précis pour la répartition, la consommation et l’investissement à long terme.

Compte tenu des prix fictifs historiques, qui étaient à bien des égards un substitut pour les CML sur le marché renouvelé, les zones nordiques du MRS ont dû composer avec des contraintes structurelles de transport pendant de nombreuses heures et de nombreux mois de l’année qui limitaient la quantité d’énergie pouvant être acheminée aux grands centres de charge dans le sud de l’Ontario. Dans un marché où les prix fonction du lieu, les contraintes de transport qui limitent la quantité d’électricité à faible coût marginal pouvant être acheminée du nord au sud de l’Ontario devraient se refléter dans ces prix. On s’attendrait à ce que la « valeur » de l’approvisionnement dans le nord de l’Ontario soit inférieure à celle de la plupart des autres zones pendant plusieurs heures en raison des contraintes physiques qui limiteraient la quantité pouvant être transportée. Lorsque toutes les charges et tous les fournisseurs se sont entendus sur le prix courant, qui ne tenait pas compte de l’incidence financière des pertes ou de la congestion liées au transport, la valeur de l’approvisionnement ou de la consommation d’électricité à différents points du réseau n’a pas été prise en compte.

Comme on l’espérait (et comme prévu), le marché renouvelé a mis en évidence la valeur de l’offre fonction du lieu en tenant compte des contraintes physiques du réseau. Au cours des six premiers mois, le prix moyen dans les zones du nord-ouest et du nord-est était inférieur à celui de presque toutes les autres zones du MRS^[18]. Pendant les mois d’été, la réduction était particulièrement extrême, en raison de la forte demande dans les zones méridionales – où la plus grande partie de la charge est produite – et des contraintes physiques qui ont limité l’approvisionnement à partir du Nord-Est et du Nord-Ouest, et qui ont exigé la répartition d’énergie à partir de ressources à coût marginal plus élevé dans le Sud.

Tout sauf réservé : les prix de la RF grimpent plus haut

La co-optimisation entre les prix de l’énergie et ceux de la RF est une constante entre l’ancien marché et le marché renouvelé. La co-optimisation détermine le coût global le plus bas pour fournir de l’énergie et assurer une RF. Pendant les périodes où l’offre de la RF est suffisante, la co-optimisation a peu ou pas d’incidence sur le prix de l’énergie. Cependant, lorsque la RF est en situation de pénurie, le prix de la RF peut exercer des pressions à la hausse sur le prix de l’énergie.

Dans le cadre du PRM, la SIERE a remplacé sa politique consistant à inclure le CAOR dans la colonne de l’approvisionnement de la RF à un prix variant entre 30 $/MW et 100 $/MW par ce qu’on appelle une courbe de demande de réserve de fonctionnement (« ORDC »). Les prix de pénalité de la ORDC sont appliqués lorsque le marché de la RF est comprimé et comprend des strates de prix beaucoup plus élevés que ceux de la CAOR – de 250 $/MW jusqu’à 600 $/MW (ou jusqu’à 1 900 $/MW en tant que prix cumulatif), selon la quantité et la catégorie de la RF qui sont inférieures au besoin. Cette nouvelle ORDC signifie qu’il existe une nouvelle sensibilité du prix dans le marché liée à la disponibilité de la RF. Celle-ci n’existait pas dans l’ancien marché.

En mai 2025, lorsque le PRM a été lancé, des conditions systémiques ont entraîné un resserrement de l’offre de RF. Plus précisément, les niveaux d’eau élevés dans divers systèmes d’eau de la province ont limité la capacité des centrales hydroélectriques d’alimenter la RF. Cette situation s’est accompagnée d’une diminution du nombre de ressources en gaz distribuables rapidement en raison des niveaux de la demande pendant la saison intermédiaire et de l’engagement accru d’unités de production au gaz. Cette conjoncture a entraîné une disponibilité limitée de l’offre de la RF qui a déclenché une hausse des prix de la RF qui s’est répercutée sur le prix de l’énergie à cause de la co-optimisation. En mai, 47 % des heures comptées dans la période d’engagement pour le prochain jour ouvrable étaient facturées selon des prix de la RF plus élevés ou équivalents par rapport au prix de l’énergie, et 62 % des heures comptées dans la période d’engagement en temps réel étaient facturées selon des prix de la RF plus élevés ou équivalents. En juin, le prix de l’énergie de la RF était plus souvent inférieur au prix de l’énergie du réseau, suivant des tendances historiques qui reflétaient davantage des prix de la RF agissant comme un coût de renonciation pour le marché de l’énergie. Néanmoins, les prix globaux de la RF dans le marché journalier et en temps réel sont demeurés élevés par rapport à l’ancien marché.

Les prix moyens mensuels de l’énergie et de la RF (rotation de 10 minutes) pour la période de mai à octobre sont indiqués ci-dessous pour l’ancien marché en 2024 et le marché renouvelé en 2025.

Enjeux liés à l’engagement : engagement accru dans le marché renouvelé

Un autre élément clé du marché renouvelé a été la refonte d’un certain nombre de programmes d’engagement pour les exploitants d’unités de production à démarrage non rapide, ainsi que la mise à jour des algorithmes de répartition afin d’inclure un certain nombre de nouvelles contraintes financières et opérationnelles. Ces mises à jour visaient à engager plus efficacement les unités de production à démarrage non rapide et à réduire les coûts globaux du réseau.

Comme il a été mentionné précédemment, les unités de production à démarrage non rapide sont traitées différemment par les moteurs de calcul et les fonctions de règlement que de nombreux autres types de ressources, car elles ont des attributs financiers et opérationnels uniques. Plus particulièrement, ces unités nécessitent certains coûts pour démarrer et maintenir leurs activités et font l’objet de restrictions physiques ayant une incidence sur la production minimale et le nombre d’heures qu’ils doivent demeurer en service une fois qu’elles ont commencé leur production.

Dans l’ancien marché, la SIERE avait conçu des programmes d’engagement précis pour les exploitants d’unités de production à démarrage non rapide afin de fournir une garantie financière une fois qu’ils avaient engagé leurs opérations de production et de répartition pour tenir compte de ces caractéristiques uniques. Mais la conception de ces programmes – et leur intégration dans l’algorithme de répartition – dans la période préalable à la répartition (c’est-à-dire les heures avant le calcul en temps réel) et en temps réel n’avait pas, selon la SIERE, permis d’« atteindre l’engagement le plus économique des unités de production à démarrage non rapide » [traduction]^[19].

1. Premièrement, les programmes d’engagement n’incluaient pas le coût total d’une unité de production à démarrage non rapide, y compris ses coûts énergétiques supplémentaires, ses coûts de démarrage et ce qu’on appelle les speed-no-load costs (coûts de maintien en service sans production). Au lieu de cela, les unités ont été engagées en fonction de leurs offres d’énergie supplémentaire seulement – ce qui devrait refléter globalement leurs coûts énergétiques différentiels – et non pas leurs coûts totaux. Par conséquent, la SIERE pourrait engager des ressources qui semblent être la ressource la plus économique en se fondant uniquement sur les offres énergétiques supplémentaires, mais leurs coûts totaux pourraient être plus élevés que ceux d’autres unités lorsque tous les autres coûts sont pris en compte.
2. Deuxièmement, le processus d’engagement dans la période préalable à la répartition tenait compte de chaque heure séparément et ne tenait pas compte du temps de fonctionnement minimal durant lequel chaque unité doit demeurer en service une fois qu’elle a été engagée. Ainsi, une unité ayant de faibles coûts d’énergie différentiels et un temps de fonctionnement minimal très long pouvait être engagée alors qu’on aurait pu engager une unité ayant des coûts énergétiques supplémentaires plus élevés et une durée de fonctionnement minimale beaucoup plus courte. Le résultat : une unité à coût plus élevé pourrait être engagée alors qu’il aurait été avantageux d’engager une unité concurrente dont les coûts totaux sont moins élevés.

La combinaison des lacunes décrites ci-dessus pourrait entraîner un engagement inefficace des unités de production à démarrage non rapide sur le plan économique, y compris l’engagement de plusieurs unités de production à démarrage non rapide à coût élevé en même temps qu’elles fonctionnent à leurs points de chargement minimaux – le niveau de production le plus bas auquel elles peuvent physiquement fonctionner – plutôt qu’un nombre réduit d’unités fonctionnant au-delà de leur point de chargement minimal.

La SIERE a déclaré à plusieurs reprises que le marché renouvelé visait à combler ces lacunes en intégrant ce qu’on appelle des offres en trois parties – qui comprennent tous les coûts de l’unité – et une optimisation sur plusieurs heures, tant dans les algorithmes d’engagement pour le prochain jour que d’engagement dans la période préalable à la répartition. En bref, les programmes d’engagement mis à jour inclus dans le PRM visaient à « améliorer l’efficacité » de l’engagement.

Une façon de vérifier si le marché renouvelé a amélioré l’efficacité de l’engagement consiste à comparer le nombre d’heures pendant lesquelles unité de production à démarrage non rapide fonctionnait à son point de fonctionnement minimal comparativement à une production plus élevée, dans l’ancien marché et dans le marché renouvelé. En engageant les unités sur une base plus holistique, en intégrant tous leurs engagements en matière de coûts et de capacité physique, nous nous attendrions à ce qu’une fois qu’une unité est engagée, elle fonctionne selon un facteur de capacité plus élevé, plutôt que de fonctionner au niveau de production minimal possible sans tenir compte de l’engagement d’autres unités. Dans l’ensemble, le nombre d’heures pendant lesquelles une unité fonctionne à son point de chargement minimal (« MLP ») devrait diminuer dans le marché renouvelé (toutes choses étant égales par ailleurs).

Le graphique suivant illustre le nombre d’heures pendant lesquelles les turbines à combustion d’une grande installation de turbines à gaz à cycle combiné ont fonctionné à des niveaux de production différents au cours des six premiers mois du marché renouvelé comparativement aux mêmes mois des années précédentes. Comme on peut le constater, le nombre d’heures pendant lesquelles l’unité a fonctionné à son niveau minimum ou près de celui-ci a diminué sensiblement dans le marché renouvelé, tandis que le nombre d’heures pendant lesquelles elle a fonctionné à son niveau maximal de production ou près de celui-ci a augmenté. Bien que cette analyse soit simplifiée, elle souligne que l’intention déclarée de mettre à jour les processus d’engagement, pour faire en sorte que les unités soient engagées de manière plus efficace, semble s’être concrétisée. L’engagement d’une unité de manière plus efficace, en répartissant davantage d’unités de production plutôt qu’en engageant des coûts de démarrage pour plusieurs unités, par exemple, pourrait se traduire par des coûts globaux moins élevés pour les contribuables, l’un des résultats attendus du renouvellement du marché.

5. DOCTEUR, DOCTEUR : PROBLÈMES PRÉCOCES POSSIBLES LIÉS À LA MISE EN OEUVRE DU PRM

Bien que la mise en œuvre globale du marché renouvelé ait été harmonieuse dans l’ensemble du réseau (c.-à-d. qu’elle n’a pas exigé un retour en arrière ou une autre intervention extrême), elle s’est traduite par des résultats non voulus (ou inattendus) et le besoin de mettre à jour certaines règles du marché et certains composants précis des moteurs de calcul. Depuis janvier 2026, le Comité de surveillance du marché (« CSM »), qui est responsable de surveiller et d’examiner les défauts de conception sur le marché de gros de la SIERE, n’a fourni aucun commentaire sur les six premiers mois du marché renouvelé.

Fait intéressant, la SIERE a souligné à maintes reprises ce qu’elle appelle un « défaut » qui a entraîné des changements rapides dans le calcul de sa demande de centaines de mégawatts et exigé une « solution de contournement » et une tarification administrative.

La SIERE a d’abord souligné des préoccupations au sujet des fluctuations de la demande dans une présentation faite aux intervenants en août, mais elle a déclaré qu’étant donné la [traduction] « nature imprévisible » de bon nombre des variables utilisées pour calculer la demande, il peut y avoir des « changements importants de la demande d’un intervalle à l’autre attribuables à une ou plusieurs variables différentes ». La SIERE a toutefois noté que « les défectuosités ou défaillances des outils ou des logiciels peuvent parfois entraîner des pics de demande erronés » [traduction]^[20].

Dans sa présentation sur l’examen de six mois du marché renouvelé aux intervenants en novembre, la SIERE a déclaré qu’il y avait un « défaut causant des fluctuations de la demande » [traduction]^[21]. La SIERE a conclu que le moteur de calcul surestimait la demande en incluant les ressources mobilisées pour répondre à la demande horaire (« HDR ») lorsqu’elles avaient été mises en attente. La SIERE a introduit une « solution de rechange » pour atténuer les effets du défaut. Au total, il y a eu 38 intervalles où la « solution de rechange » n’a pas atténué l’incidence du défaut et les prix devaient être administrés par la SIERE.

La SIERE a également souligné un certain nombre de cas « précis et limités » où des paiements « inappropriés » hors marché ont été faits à des participants au marché. Pour traiter ces paiements, la SIERE a proposé un certain nombre de changements aux règles du marché.

Un autre problème qui n’a pas encore été souligné par la SIERE est l’augmentation des interventions de répartition depuis le lancement du programme de renouvellement du marché. Selon la SIERE, le Dispatch Deviation Report (rapport sur les dérogations aux règles de répartition) est « un résumé après coup du nombre de cas où la SIERE a pris une mesure qui s’écarte des résultats de l’algorithme de répartition et n’a aucune incidence sur la répartition ou les règlements du marché » [traduction]^[22]. Ce rapport est important, car il vise à mettre en évidence le nombre d’interventions de la SIERE. Les mesures prises par la SIERE sont soit une répartition ponctuelle, soit une répartition bloquée des ressources pour garantir la fiabilité du système, les répartitions bloquées étant beaucoup plus fréquentes que les répartitions ponctuelles.

Lorsqu’on compare les interventions de la SIERE depuis le lancement du programme de renouvellement du marché avec les interventions mensuelles effectuées dans l’ancien marché, le nombre d’interventions dans le marché renouvelé est considérablement plus élevé. Par exemple, en juillet 2025, il y a eu 14 929 répartitions bloquées et ponctuelles dans ce mois seul, ce qui représente une moyenne de 1,7 intervention de la SIERE pour rectifier l’algorithme de répartition toutes les 5 minutes (les intervalles de 5 minutes peuvent faire l’objet de multiples interventions). Par rapport à juillet 2024, le mois de juillet 2025 a enregistré plus du triple du nombre de répartitions bloquées ou ponctuelles^[23].

6. CONCLUSION : MOT DE LA FIN AU SUJET DES SIX PREMIERS MOIS DU MARCHÉ RENOUVELÉ

La SIERE a réussi la transition dans le marché renouvelé. Alors que les prix sur l’ancien marché ont été supprimés pour cause du nombre de caractéristiques de conception, un prix transparent qui tient compte de la congestion et d’autres facteurs est maintenant en place grâce aux caractéristiques de conception introduites dans le cadre du PRM. Dans l’ensemble, les prix ont été plus élevés sur le marché renouvelé que les moyennes historiques.

Les prix élevés ne sont pas nécessairement un mauvais résultat s’ils reflètent plus fidèlement le coût de l’offre et de la consommation. Les prix courants élevés peuvent également être le résultat de la hausse des prix du gaz (et du carbone) ou d’une augmentation de la demande, deux phénomènes qui se sont produits au cours des six premiers mois du PRM. Toutefois, lorsque ces effets sont éliminés, les prix observés sur le marché renouvelé demeurent plus élevés que sur l’ancien marché. À long terme, des prix plus précis devraient améliorer l’efficacité globale du marché et, par la suite, réduire les coûts à long terme pour les contribuables. Mais de nombreuses décisions politiques pourraient être prises et atténuer ce signal au fil du temps.

La province de l’Ontario sera confrontée à un resserrement marqué de l’équilibre entre l’offre et la demande au cours de la prochaine décennie. Celui-ci contraste nettement avec la prévalence du surplus de charge de base que l’Ontario a connu au cours de la dernière décennie. L’impact des caractéristiques de conception du PRM n’est qu’une composante des prix et de la répartition futurs de l’électricité. Néanmoins, un certain nombre des « solutions de fortune » qui ont atténué le signal de prix dans l’ancien marché ont été supprimées au moment même où le réseau devient de plus en plus « serré ». Ainsi, on s’attend à ce que les prix augmentent tout en demeurant volatils. Les données disponibles depuis le lancement du PRM ont déjà fourni des renseignements sur les prix dans le marché renouvelé, mais une incertitude importante demeure quant à l’incidence de l’évolution de l’équilibre entre l’offre et la demande en Ontario, notamment la résurgence importante du parc nucléaire de l’Ontario et l’augmentation rapide de la demande en centres de données, entre autres facteurs. Les années à venir caractérisées par des conditions d’offre serrées pourraient entraîner des effets amplifiés sur le prix qui sont indépendants de la conception du marché renouvelé. 

•  

  * Brady Yauch est directeur des marchés et des affaires règlementaires, à Power Advisory LLC. Dans le cadre de son mandat au sein de ce cabinet, il a fourni des conseils approfondis à divers clients sur les prix du marché de gros et la conception du marché de gros au Canada et aux États-Unis. Avant de rallier les rangs de Power Advisory, il a travaillé à l’Unité d’évaluation du marché (« UEM ») pour appuyer les travaux du Comité de surveillance du marché (« CSM »). Il est titulaire d’une maîtrise en économie de l’Université York et d’une maîtrise en politique culturelle de l’Université d’Édimbourg.

  Brendan Callery est directeur principal pour l’Est du Canada, à Power Advisory LLC. Depuis le lancement du programme de renouvellement du marché en Ontario, M. Callery analyse les résultats du marché avec M. Yauch et l’équipe de Power Advisory. Il contribue aux bulletins d’information sur le marché de Power Advisory, présente le matériel dans des webinaires publics et prête conseils aux clients du cabinet. Avant son embauche à Power Advisory en 2022, M. Callery a travaillé à la SIERE et à l’Office de l’électricité de l’Ontario pendant neuf ans, dont trois ans dans des fonctions de soutien au Comité de surveillance du marché de la Commission de l’énergie de l’Ontario (« CEO ») au sein de l’Unité d’évaluation du marché de la division de l’évaluation du marché et de la conformité (« MACD »). Il est titulaire d’un baccalauréat ès sciences appliquées en génie civil de l’Université Queen’s.

  ¹ Voir Commission de l’énergie de l’Ontario, Congestion Payments in Ontario’s Wholesale Electricity Market : An Argument for Market Reform, Comité de surveillance du marché (Commission de l’énergie de l’Ontario, 2016), en ligne (pdf) : <oeb.ca/oeb/_Documents/MSP/MSP_CMSC_Report_201612.pdf>; Voir aussi Commission de l’énergie de l’Ontario, Congestion Payments in Ontario’s Wholesale Electricity Market : An Argument for Market Reform, Comité de surveillance du marché (Commission de l’énergie de l’Ontario, 2016), en ligne (pdf) : <oeb.ca/oeb/_Documents/MSP/MSP_CMSC_Report_201612.pdf>; Voir aussi IESO Market Rule Description Evidence in Response to Procedural Order No. 2 (2024), EB-2024-0331, en ligne (pdf) : Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité <rds.oeb.ca/CMWebDrawer/Record/875538/File/document> [IESO Market Rule Description Evidence].

• ² Voir Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, Market Renewal Program: Energy Stream Business Case, BC-165 (Ontario: Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, 2019), en ligne (pdf) : <ieso.ca/-/media/Files/IESO/Document-Library/market-renewal/MRP-Energy-Stream-Business-Case-2019.pdf>.

• ³ Ibid. 

• ⁴ Voir le rapport de 2016 et plusieurs rapports du CSM parmi de nombreux autres exemples. Les paiements inefficaces de CMSC ont fait l’objet d’une discussion approfondie dans presque tous les rapports du CSM : Commission de l’énergie de l’Ontario, Monitoring Report on the IESO-Administered Electricity Markets, Comité de surveillance du marché (Commission de l’énergie de l’Ontario, 2014), en ligne (pdf) : <oeb.ca/oeb/_Documents/MSP/MSP_Report_Nov2012-Apr2013_20140106.pdf>; Voir aussi Commission de l’énergie de l’Ontario, Ontario Energy Board, Monitoring Report on the IESO-Administered Electricity Markets, Comité de surveillance du marché (Commission de l’énergie de l’Ontario, 2011), en ligne (pdf) : <oeb.ca/oeb/_Documents/MSP/MSP_Report_20110310.pdf>. 

• ⁵ Voir IESO Market Rule Description Evidence, supra note 1, le mémoire soumis par la SIERE dans le cadre de l’appel des règles du marché par un groupe d’exploitants d’unités de production à démarrage non rapide. 

• ⁶ Ibid. 

• ⁷ Ibid. 

• ⁸ Voir Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, Market Manual 7 : System Operations, Part 7.2, en ligne : <Ieso.ca/-/media/files/Ieso/document-library/market-rules-and-manuals-library/market-manuals/system-operations/so-neartermassessreport.pdf>. 

• ⁹ Ibid.

• ¹⁰ See supra note 2.

• ¹¹ Ibid.

• ¹² Ibid.

• ¹³ Ibid.

• ¹⁴ Ibid.

• ¹⁵ Ibid.

• ¹⁶ Ces valeurs et chiffres sont tirés du document de la SIERE intitulé 2019 Benefits Case for MRP. Voir Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, Market Renewal Program : Energy Stream Business Case, BC-165 (Ontario : Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, 2019), en ligne (pdf) : <ieso.ca/-/media/Files/IESO/Document-Library/market-renewal/PRM-Energy-Stream-Business-Case-2019.pdf>. 

• ¹⁷ Veuillez noter que toutes les données des graphiques suivants proviennent de données publiques de la SIERE, qui peuvent être consultées ici : Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, « Report : Public » (dernière consultation le 30 janvier 2026), en ligne : <reports-public.ieso.ca/public>. 

• ¹⁸ La zone de Niagara est la seule zone du sud de l’Ontario qui a connu des prix structurellement inférieurs à la moyenne rectifiée de charge du tarif zonal de l’Ontario. 

• ¹⁹ Voir la démonstration du scénario relatif aux unités de production à démarrage non rapide de la SIERE, Market Rule Description Evidence IESO, supra note 1. 

• ²⁰ Voir la présentation d’août de la SIERE aux intervenants : Independent Electricity System Operator, « Update on Renewed Market Performance and Operations » (21 août 2025), en ligne (pdf) : <Ieso.ca/-/media/Files/IESO/Document-Library/engage/renewed-market/rmo-20250821-presentation-renewed-market-update.pdf>. 

• ²¹ Voir la présentation de novembre de la SIERE : Independent Electricity System Operator, « Updtae on Renewed Market Performance and Operations » (26 novembre 2025), en ligne (pdf) : <ieso.ca/-/media/Files/IESO/Document-Library/engage/renewed-market/rmo-20251126-presentation-renewed-market-update.pdf>. 

• ²² Voir Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, News and Updates: Change to Dispatch Deviation Report – Update on Renewed Market Performance and Operations (10 février 2022), en ligne : <ieso.ca/en/Sector-Participants/IESO-News/2022/02/Change-to-Dispatch-Deviation-Report>.

  Le Dispatch Deviation Report peut être consulté sur la page des rapports publics de la SIERE : Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, « Dispatch Deviation » (consulté le 30 janvier 2026), en ligne : <reports-public.ieso.ca/public/DispDeviation>. 

• ²³ Voir le Dispatch Deviation Report de juillet 2025 (14 929 répartitions bloquées et ponctuelles de la SIERE) : Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, « Dispatch Deviation Report – July 2025 » (consulté le 30 janvier 2026), en ligne : <reports-public.ieso.ca/public/DispDeviation/PUB_DispDeviation_202507.html>.

  Voir également le Dispatch Deviation Report de juillet 2024 (4 366 envois bloqués et ponctuels de la SIERE) : Independent Electricity System Operator, « Dispatch Deviation Report – July 2024 » (consulté le 30 janvier 2026), en ligne : <reports-public.ieso.ca/public/DispDeviation/PUB_DispDeviation_202407.html>.