L’Alberta est le territoire canadien qui connaît la croissance la plus rapide du point de vue du développement d’énergie renouvelable. Au cours de la dernière décennie, la province s’est imposée comme un chef de file national dans le domaine de l’énergie renouvelable en raison : (i) de la force de ses ressources éoliennes et solaires, (ii) de son marché déréglementé unique de production d’électricité en gros, (iii) des stimulants gouvernementaux offerts dans le cadre du régime Technology Innovation and Emissions Reduction^[2] (TIER) axé sur le marché et (iv) de l’abondance d’acheteurs d’électricité. Le projet de loi 22 intitulé Electricity Statutes (Modernizing Alberta’s Electricity Grid) Amendment Act, 2022^[3] (projet de loi 22) a reçu la sanction royale en Alberta plus tôt cette année et ses dispositions novatrices devraient soutenir la croissance continue du développement de l’énergie renouvelable dans la province lorsqu’il entrera en vigueur à la fin de 2022 ou au début de 2023, en même temps que les changements connexes aux règlements.

Les promoteurs, les acheteurs et les autres participants du marché des énergies renouvelables doivent être conscients des principaux événements suivants dans l’industrie de l’énergie renouvelable de l’Alberta.

1. CROISSANCE DE LA DEMANDE DE CONTRATS D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ DE LA PART D’ACHETEURS PRIVÉS

L’activité du marché des contrats d’achat d’électricité (CAE) privés en Alberta a considérablement augmenté au cours des dernières années, en tant que stratégie utilisée par de nombreux acheteurs pour atteindre leurs objectifs environnementaux, sociaux et de gouvernance d’entreprise (ESG). Le marché des CAE de l’Alberta est demeuré actif tout au long de la pandémie de la COVID-19, malgré la réduction de la consommation d’électricité et une courbe de prix à terme de l’électricité déprimée au cours de cette période.

Bien que l’Alberta ait un marché actif de CAE, l’information est limitée, car les transactions privées et bilatérales des CAE ne sont souvent pas divulguées publiquement. Le tableau 1 de l’annexe A ci-dessous présente un certain nombre de transactions privées des CAE annoncées publiquement en Alberta en 2021, nommément des acheteurs des secteurs des télécommunications, de l’énergie et du commerce de détail comme TELUS,^[4] Shell Energy,^[5] Pembina Pipeline Corporation,^[6] Cenovus Energy Inc.,^[7] TC Energy^[8] et Amazon^[9].

Les principaux avantages de la conclusion d’un contrat d’achat d’électricité pour les promoteurs de projets d’énergie renouvelable sont la certitude des revenus et la capacité de financement. Sans CAE, un producteur doit vendre de l’électricité au prix variable du réseau commun de l’Alberta et trouver un acheteur pour les attributs environnementaux, comme les compensations des émissions de carbone (dont le prix varie également). Sans CAE, il peut être difficile d’obtenir le financement nécessaire à la mise en place d’un projet d’énergie renouvelable dans un contexte de volatilité des prix du marché variables et en l’absence de subventions ou d’autres stimulants réglementaires. La demande forte et croissante d’achat d’énergie renouvelable en Alberta par les entreprises au moyen de CAE devrait stimuler la croissance de la production d’énergie renouvelable et se traduire par une forte progression du secteur.

2. LES MARCHÉS PUBLICS : UN ATOUT POUR LES PROJETS, MAIS PAS NÉCESSAIRES

Les acheteurs gouvernementaux sont particulièrement intéressants pour les projets financés hors bilan. Ces projets permettent aux promoteurs d’obtenir de manière fiable un financement par emprunt au niveau du projet sur la base d’un contrat d’achat à long terme avec une contrepartie gouvernementale solvable.

En 2017 et 2018, le Renewable Electricty Program (REP) a accéléré le développement de projets renouvelables en Alberta en octroyant des CAE pour 12 projets d’énergie éolienne renouvelable (voir le tableau 2 de l’annexe A ci-dessous), représentant un total de 1 359 mégawatts (MW) de capacité de production nominale renouvelable supplémentaire pour la province. Les responsables du REP ont sélectionné ces projets parmi un groupe de 59 projets pour lesquels des offres ont été soumises (selon les données de l’Alberta Electric System Operator (AESO))^[10]. Quatre de ces projets, Whitla Wind, Castle Rock Ridge Wind, Riverview et Windrise, sont déjà en exploitation. Les autres projets sont en cours de développement et beaucoup d’entre eux devraient commencer à fonctionner plus tard cette année^[11].

Alberta Infrastructure a également lancé un appel d’offres à l’égard de l’approvisionnement en énergie solaire en 2018, qui s’est traduit par l’attribution de trois contrats de 20 ans pour 146 431 mégawattheures (MWh) par an (voir le tableau 3 de l’annexe A ci-dessous)^[12]. Les projets d’énergie solaire de Hays et de Jenner ont été achevés par leurs promoteurs respectifs en 2021, et le projet de Tilley devrait être achevé plus tard cette année^[13].

Bien que le REP ait permis d’obtenir des prix et des modalités de référence, qui font par ailleurs généralement défaut sur le marché privé des CAE, il a été interrompu en 2019. Fort de son succès, le gouvernement du Canada lui a emboîté le pas et a soumis une demande d’information en avril 2020 indiquant son intention de conclure un ou plusieurs CAE d’une durée de 20 ans visant 200 000 à 280 000 MWh d’énergie renouvelable par an en Alberta. Le 7 janvier 2021, le gouvernement fédéral, par l’intermédiaire de Services publics et Approvisionnement Canada (SPAC), a lancé des demandes de propositions pour acheter de l’électricité propre en Alberta afin d’alimenter les activités fédérales dans cette province^[14]. SPAC n’a pas reçu de réponses à ces demandes de propositions avant la clôture de l’appel d’offres en février 2021. Par conséquent, elle cherche à aller de l’avant avec une stratégie d’approvisionnement axée sur le détail, également par le biais d’un processus de demandes de propositions. Dans le cadre de ce nouveau processus d’appel d’offres, SPAC recherche des promoteurs potentiels qui s’engageront à fournir environ 255 000 MWh d’électricité propre par an, à compter du 1^er janvier 2023.

Si les marchés publics ont contribué à la croissance de la production d’énergie renouvelable en Alberta, le secteur de l’énergie renouvelable de la province ne dépend pas de ces programmes pour poursuivre sa croissance. La demande devrait plutôt se poursuivre à mesure que : (i) les coûts de production d’énergie renouvelable deviennent de plus en plus compétitifs par rapport aux autres sources de production électrique sur le réseau provincial et (ii) différents types d’investisseurs cherchent à ajouter des actifs d’énergie renouvelable à leurs portefeuilles pour atteindre leurs objectifs ESG. Par exemple, en 2020, Copenhagen Infrastructure Partners a investi dans le projet Travers Solar, dans le sud de l’Alberta, et en 2021, Amazon a signé un CAE pour acheter jusqu’à 400 MW d’électricité du projet. Il s’agira du plus grand projet d’énergie solaire du Canada et l’un des plus grands producteurs d’attributs environnementaux de l’Alberta dans le cadre du régime TIER. Les investisseurs du projet sont prêts à développer la centrale solaire en se basant uniquement sur les revenus des vendeurs et ses promoteurs s’attendent à ce qu’elle soit achevée en 2022^[15].

3. MISES À JOUR RÉGLEMENTAIRES, INCERTITUDES ET RISQUES FINANCIERS CONNEXES

Le cadre unique du marché concurrentiel de l’Alberta présente des possibilités et des défis pour les promoteurs. L’engagement pris par le gouvernement de l’Alberta de maintenir un marché exclusivement énergétique et de soutenir des solutions fondées sur le marché a permis de clarifier la situation pour les promoteurs. L’autorisation de l’auto-approvisionnement avec exportation (« auto-approvisionnement »), qui fait référence à la capacité d’une installation à produire sa propre énergie pour son propre usage et à vendre le surplus d’énergie au réseau, présente également une occasion importante pour les producteurs d’énergie renouvelable qui cherchent à établir un partenariat avec les grands consommateurs par la production sur place.

L’auto-approvisionnement a gagné en popularité en raison des coûts élevés de connexion au réseau et de la réduction des coûts de production à moyenne échelle. Auparavant, en vertu de l’Electric Utilities Act^[16] et de l’Hydro and Electric Energy Act^[17], la production autonome était interdite en Alberta, à l’exception des producteurs appartenant aux municipalités, des petits producteurs d’énergie renouvelable et des centrales de cogénération qui ont obtenu une approbation de la Industrial System Designation (ISD) de l’Alberta Utilities Commission (AUC). En raison de l’intérêt accru pour l’auto-approvisionnement et de l’interdiction largement applicable en vertu de la législation, l’AUC a soumis au ministère de l’Énergie un document de travail sur les considérations relatives à l’auto-approvisionnement en 2019. Ce document et les efforts d’engagement connexes ont donné lieu aux modifications reflétées dans le projet de loi 22, qui permettra un approvisionnement autonome illimité avec exportation lorsque les modifications entreront en vigueur. Le 31 mai 2022, le projet de loi 22 a reçu la sanction royale et il devrait entrer en vigueur à la fin de 2022 ou au début de 2023 pour coïncider avec les modifications connexes au Transmission Regulation^[18].

Malgré la clarté de la réglementation autorisant l’auto-approvisionnement avec exportation, l’incertitude demeure quant aux taux tarifaires applicables et à certains détails clés du cadre réglementaire de l’Alberta que les organismes de réglementation continuent d’examiner :

• Tarif de l’AESO : En 2020-2021, l’AESO a mené des consultations sur les modifications proposées à l’égard de la conception des tarifs de gros et des tarifs régionaux et a soumis une demande officielle de modification des tarifs auprès de l’AUC en octobre 2021. La demande propose également un service d’opportunité de demande modernisé destiné à permettre une plus grande participation au marché des ressources de stockage d’énergie. Les changements proposés par l’AESO sont toujours en cours d’examen par l’AUC, et une décision devrait être prise plus tard en 2022. L’évolution du cadre tarifaire en Alberta a des répercussions directes sur les coûts de raccordement au réseau albertain et demeure donc une source importante de risque financier pour les promoteurs de projets d’énergie renouvelable.
• Enquête sur le système de distribution : En 2020, l’AUC a enquêté sur la manière dont le système de distribution de l’Alberta devrait s’adapter à l’évolution du marché. L’AUC a lancé cette enquête en réponse aux progrès rapides de la technologie, comme les compteurs intelligents, le stockage sur batterie et les ressources énergétiques distribuées. À la suite de l’enquête, l’AUC a publié un rapport en 2021 qui traite, entre autres, de la nécessité d’un effort de collaboration entre le gouvernement de l’Alberta, l’AUC, l’AESO, les propriétaires d’installations de distribution d’électricité, les consommateurs et les fournisseurs de technologies de rechange afin d’élaborer un plan à long terme qui soit conforme au cadre stratégique à long terme de l’Alberta. L’AUC a également cerné les obstacles réglementaires entourant l’adoption de ces nouvelles technologies et a indiqué son intention de prendre des mesures. Les résultats éventuels de cette initiative, qui pourraient entraîner des changements réglementaires, politiques et législatifs, pourraient avoir des répercussions importantes sur les projets d’énergie renouvelable, dont beaucoup cherchent à se raccorder au réseau de distribution.

Les organismes de réglementation ont reconnu que ces questions sont essentielles et cherchent à les résoudre avec l’aide des parties prenantes, mais on ne s’attend pas à des certitudes avant plusieurs mois, voire des années.

CONCLUSION

Le marché de l’énergie renouvelable de l’Alberta continue d’offrir des possibilités considérables tant aux promoteurs qu’aux acheteurs. L’expansion de l’activité des CAE dans le secteur privé, les possibilités de marchés publics et la précision accrue de la réglementation grâce aux changements législatifs contenus dans le projet de loi 22 sont autant de facteurs déterminants pour la croissance en 2022 et au-delà.

ANNEXE A

Tableau 1 : Activité des CAE privés annoncés publiquement pour 2020-2021^[19]

Tableau 2 : Résultats des marchés publics REP du gouvernement de l’Alberta – rondes 1, 2 et 3

Tableau 3 : Approvisionnement en énergie solaire du gouvernement de l’Alberta

1. Cet article est une version révisée de l’article de Paula Olexiuk, Jesse Baker et Dana Saric, « Projets d’énergie renouvelable en Alberta en 2021 : cinq choses à savoir », (8 décembre 2020), en ligne : Osler <www.osler.com/fr/ressources/reglements/2020/projets-d-energie-renouvelable-en-alberta-en-2021-cinq-choses-a-savoir>.

* Paula Olexiuk est associée du groupe du droit des sociétés d’Osler et coprésidente du groupe de pratique du droit de la construction et des infrastructures du cabinet. La pratique de Paula se concentre sur la construction, le développement, l’acquisition et le dessaisissement des projets des domaines de l’énergie et de l’infrastructure au Canada et à l’étranger.

John Gormley est avocat dans le groupe Affaires réglementaires, de l’environnement, des Autochtones et de la gestion du territoire d’Osler. Il se spécialise dans les questions relatives à l’environnement, à la réglementation et au droit autochtone qui ont une incidence sur les projets de développement des ressources naturelles et de l’énergie.

Bukola Agbede est stagiaire au bureau d’Osler à Calgary. Avant de se joindre à Osler, elle a fait un stage au service de financement des entreprises de la Commission des valeurs mobilières de la Colombie-Britannique et a pratiqué le droit des sociétés dans un grand cabinet d’avocats nigérien.

2. Alta Reg 133/2019.
3. SA 2022, c 8
4. Capital Power, « Fact Sheet | Strathmore Solar » (dernière modification le 20 juillet 2022), en ligne (pdf) : <www.capitalpower.com/wp-content/uploads/2020/12/Strathmore-Solar-Fact-sheet.pdf>.
5. BluEarth Renewable, « BluEarth Renewables Signs Long-Term Power Purchase Agreement with Shell Energy for Hand Hills Wind Project in Alberta » (8 avril 2021), en ligne : <bluearthrenewables.com/shell-ppa/>.
6. Transalta, « TransAlta and Pembina Pipeline Announce 100 MW Renewable Power Purchase Agreement and Launch of the Garden Plain Wind Project » (3 mai 2021), en ligne : <transalta.com/newsroom/transalta-and-pembina-pipeline-announce-100-mw-renewable-power-purchase-agreement-and-launch-of-the-garden-plain-wind-project/>.
7. Cenovus, « Cenovus to buy renewable power from Cold Lake First Nations, Elemental Energy partnership » (22 juillet 2021), en ligne : <www.cenovus.com/News-and-Stories/News-releases/2021/2267275>.
8. Perimeter Solar Inc., « Canada’s Largest Private Power Purchase Agreement Signed between Perimeter Solar and TC Energy » (30 septembre 2019), en ligne (pdf) : <www.cansia.ca/uploads/7/2/5/1/72513707/perimeter_press_release_tc_energy_ci_agreement_09-27-19_rl_final.pdf>.
9. Gouvernement de l’Alberta, « Lathom Solar Project » (dernière visite le 9 novembre 2022), en ligne : <majorprojects.alberta.ca/details/Lathom-Solar-Project/4423>.
10. AESO, « REP results » (dernière visite le 9 novembre 2022), en ligne : <www.aeso.ca/market/renewable-electricity-program/rep-results/>.
11. Capital Power, « Whitla Wind » (dernière visite le 9 novembre 2022), en ligne : <www.capitalpower.com/operations/whitla-wind/>; Enel Green Power, « Castle Rock Ridge Wind Farms » (dernière visite le 9 novembre 2022), en ligne : <www.enelgreenpower.com/our-projects/highlights/castle-rock-ridge-wind-farms>; Gouvernement de l’Alberta, « Windrise Wind Power Project » (dernière visite le 9 novembre 2022), en ligne : <majorprojects.alberta.ca/details/Windrise-Wind-Power-Project/4444>; « Buffalo Atlee Wind Farm 1/2/3/4 » (dernière visite le 9 novembre 2022), en ligne : <buffaloatlee.com>; EDF Renewables, « Cypress (1&2) Wind » (dernière visite le 9 novembre 2022), en ligne : <www.edf-re.com/project/cypress-wind/>; Stirling Wind Project, « About the Stirling Wind Project » (v), en ligne : <stirlingwind.com>; « Jenner Wind Power Project » (dernière visite le 9 novembre 2022), en ligne : <jennerwind.com/>.
12. Gouvernement de l’Alberta, « Alberta-based solar power on the rise » (15 février 2019), en ligne : <www.alberta.ca/release.cfm?xID=625497BB07A33-C042-927C-E60C5A0CF7F5D8D0>.
13. Gouvernement de l’Alberta, « Canadian Solar Solutions Solar Plants (Hays, Jenner et Tilley) » (dernière visite le 9 novembre 2022), en ligne : <majorprojects.alberta.ca/details/Canadian-Solar-Solutions-Solar-Plants-Hays-Jenner-and-Tilley/3830>.
14. Paula Olexiuk et Jessica Kennedy, « Le Canada lance un processus d’achat d’électricité propre en mettant l’accent sur l’énergie solaire en Alberta » (18 janvier 2021), en ligne : Osler <www.osler.com/fr/ressources/reglements/2021/le-canada-lance-un-processus-d-achat-d-electricite-propre-en-mettant-l-accent-sur-l-energie-solaire>; Services publics et Approvisionnement Canada, communiqué de presse, « Lancement de demandes de propositions pour l’achat d’électricité propre en Alberta » (7 janvier 2021), en ligne : <www.canada.ca/fr/services-publics-approvisionnement/nouvelles/2021/01/lancement-de-demandes-de-propositions-pour-lachat-delectricite-propre-en-alberta.html>.
15. La Presse canadienne, « Amazon to purchase power from massive southern Alberta solar farm » CBC (24 juin 2021), en ligne : <www.cbc.ca/news/canada/calgary/alberta-amazon-solar-energy-power-vulcan-travers-1.6077152>; Gouvernement de l’Alberta, « Travers Solar Project » (dernière visite le 9 novembre 2022), en ligne : <majorprojects.alberta.ca/details/Travers-Solar-Project/3656>.
16. SA 2003, c E-5.1.
17. RSA 2000, c H-16.
18. Alta Reg 86/2007.
19. Régie de l’énergie du Canada, « Aperçu du marché : Les énergies renouvelables s’ajoutent aux accords d’achat d’énergie d’entreprises en Alberta » (dernière modification le 21 juin 2022) en ligne : <www.cer-rec.gc.ca/fr/donnees-analyse/marches-energetiques/apercu-marches/2022/apercu-marche-les-energies-renouvelables-sajoutent-aux-accords-dachat-denergie-dentreprises-en-alberta.html>.