L’élection du Nouveau parti démocratique de l’Alberta, un gouvernement majoritaire, annonçait en mai 2015 l’introduction de réformes profondes au marché de l’électricité de l’Alberta. L’électricité en Alberta, dans un système largement axé sur les combustibles fossiles, est responsable d’un haut pourcentage d’émissions provinciales de CO2. Par conséquent, le Climate Leadership Plan1 du gouvernement de l’Alberta comprend, probablement comme son plus important objectif, la réduction des émissions de GES du secteur.
Les politiques particulières mentionnées dans le Plan pour réduire les émissions du secteur comprennent :
- Une taxe sur le carbone à l’échelle de l’économie
- l’élimination progressive de la production à partir du charbon
- une production accrue d’énergies renouvelables
- la promotion de l’efficacité énergétique
- une augmentation du rôle des ressources énergétiques décentralisées
Toutes ces politiques en sont à différentes étapes de leur mise en œuvre. Avec l’introduction de ces changements, l’Alberta Electric System Operator (AESO) a procédé à une évaluation pour déterminer si la conception du marché axé uniquement sur l’énergie de l’Alberta pouvait garantir un investissement suffisant pour assurer la fiabilité continue du système à la lumière des changements et de leurs effets possibles sur la dynamique du marché de l’électricité.
L’AESO a conclu que le statu quo ne pouvait pas durer et a recommandé l’introduction d’un mécanisme lié à la capacité afin d’améliorer la fiabilité, plus particulièrement au cours de l’élimination progressive du charbon. Le gouvernement a accepté la recommandation de l’AESO et exigé qu’un mécanisme lié à la capacité soit conçu et introduit dans le cadre du marché de l’Alberta.
Pour les besoins du présent résumé, j’aborderai brièvement les développements sur l’initiative accélérée de retrait précoce des centrales au charbon, alors que le reste du document traitera de l’approche adoptée pour faciliter le développement de la production d’énergie renouvelable.
Le Climate Leadership Plan exige l’élimination progressive accélérée de l’ensemble du parc de production au charbon d’ici la fin de 2030. L’approvisionnement énergétique de l’Alberta comprend une capacité de production au charbon d’environ 6 000 MW. Le parc est de différentes époques et comprend par conséquent des centrales traditionnelles construites avant la dérèglementation et des centrales marchandes construites après la restructuration du marché de l’Alberta. Plus particulièrement, pour les nouvelles centrales, la prescription de retrait précoce devrait laisser certains propriétaires avec des investissements non recouvrables étant donné que ces centrales auraient pu être exploitées après 2030. Le gouvernement a convenu d’une compensation de 1,36 milliards de dollars aux propriétaires d’unités.
En plus de l’élimination progressive accélérée et règlementée des centrales au charbon, le gouvernement a annoncé l’établissement d’un objectif « 30 par 30 » pour l’énergie renouvelable. Plutôt que de s’en remettre aux forces du marché pour déterminer la capacité de remplacement des centrales au charbon éliminées, le gouvernement a demandé que 30 % de l’électricité (énergie) utilisée en Alberta provienne de sources renouvelables d’ici 2030. Le gouvernement a établi cet objectif d’énergie renouvelable à 5 000 MW, en termes de capacité installée visée.
Une approche fondée sur le marché présentait des difficultés pour l’atteinte de cet objectif. Les investissements dans les faibles émissions de carbone présentent des problèmes particuliers pour les marchés, surtout pour ce qui est de rendre attrayant l’investissement dans la production au moyen de sources renouvelables comparativement à l’investissement dans la production au gaz naturel, dont les coûts normalisés et les coûts fixes sont inférieurs aux solutions de rechange à faibles émissions de carbone.
En réponse à ce défi, le gouvernement a annoncé un programme d’appel d’énergie propre. Un tel appel consiste en une demande de propositions ouverte et concurrentielle de la part de producteurs d’énergie renouvelable pour déterminer le prix contractuel à long terme requis pour créer une quantité spécifiée de production d’énergie renouvelable.
Le mécanisme de passation de marchés à long terme choisi a été un contrat de différence ou « CFD ». Le CFD paie la différence entre le prix d’équilibre et le prix à long terme pour investir dans la construction des centrales électriques, selon ce qui est déterminé dans l’appel d’énergie propre. La soumission retenue dans l’appel d’énergie propre est connue sous le nom de « prix de levée ».
Le CFD stabilise les revenus des promoteurs d’énergie renouvelable à un niveau fixe sur la durée de 20 ans du contrat, réduisant ainsi le risque commercial. Si le prix d’équilibre est inférieur au prix de levée, la contrepartie du CFD, dans ce cas l’AESO, paie un complément. Si le marché s’équilibre au-dessus du prix de levée, le producteur rembourse la différence à l’AESO.
La qualité du CFD, y compris sa durée, la nature durable de la certitude des contrats du droit privé et la qualité de crédit de contrepartie, contribueront toutes au risque perçu et au coût final des investissements.
L’AESO a été chargé par le gouvernement de l’Alberta de fournir l’énergie renouvelable nécessaire pour répondre aux objectifs du Climate Leadership Plan. L’AESO a établi la première ronde d’approvisionnement et séance d’enchère. Le processus a été appelé le Renewable Electricity Program ou « REP » et demandait des propositions pour une capacité de 400 MW. Les résultats des soumissions pour la première séance d’enchère du REP ont été publiés le 13 décembre 2017.
Quatre projets d’énergie éolienne ont été sélectionnés, totalisant 596 MW, avec des prix allant de 30,90 $ à 43,30 $/MWh, pour une moyenne pondérée de 37 $/MWh. Ces prix établissent des records et ont été si attrayants que l’AESO a fourni 196 MW supplémentaires au-dessus de sa cible prévue de 400 MW.
Les soumissionnaires retenues comprennent Capital Power Corporation (201 MW), EDP Renewables Canada Ltd (248 MW) et Enel Green Power Canada Inc. (deux projets : 115 MW et 31 MW). Capital Power est située en Alberta alors qu’Enel et EDP sont de grandes sociétés multinationales d’énergie établies en Italie et au Portugal, respectivement. Les trois soumissionnaires retenus sont des entités à bilans imposants qui ont probablement accès à du capital à des taux extrêmement concurrentiels.
Tout compte fait, les résultats du REP sont très fructueux. Les prix réalisés résultent probablement de l’un ou d’une combinaison des éléments suivants : la période de contrat, la cote de solvabilité de la contrepartie, la réduction des dépenses en immobilisations pour les installations d’énergie éolienne, l’amélioration du taux d’utilisation de la capacité, la structure financière et le coût du capital. Ils ne comprennent pas les coûts de transport au-delà de l’interconnexion directe. De toute évidence, un prix réalisé de 31 $/MWh suggère des dépenses en immobilisations extrêmement faibles, des facteurs de capacité améliorés, des leviers financiers élevés et des coûts de financement extrêmement bas. Par comparaison, le programme d’acquisition de l’Ontario en mars 2016 a produit un prix réalisé de 85 $/MWh pour 300 MW d’énergie éolienne.
Les prix de gros de l’électricité en Alberta ont été bas comparativement aux niveaux historiques. Le prix de gros moyen en 2017 était de 22 $/MWh. À ces prix, les consommateurs de l’Alberta devraient être appelés à compenser les revenus des producteurs; toutefois, on prévoit une augmentation des prix de gros en 2018, dans les environs de 60 $/MWh en raison des retraits du charbon annoncés. Par conséquent, à court terme, les producteurs pourraient rembourser les consommateurs de l’Alberta tout revenu réalisé au-delà du prix de levée du CFD.
En ce qui concerne les répercussions sur le marché, la production croissante d’énergie renouvelable subventionnée avec des coûts marginaux nuls peut changer la dynamique du marché, entraînant une plus grande volatilité des prix, une réduction des heures à prix moyens dans l’ordre de mérite et des heures à plus bas prix, résultant en une baisse des prix moyens. Et il ne s’agit là que des répercussions possibles. À mesure que la province s’approchera de sa cible de 5 000 MW, plus grand sera le risque de voir les prix atteindre des niveaux chroniquement faibles, entraînant ainsi la cannibalisation de la ressource renouvelable par elle-même.
Directionnellement, l’introduction d’une plus grande quantité d’énergie renouvelable aura une incidence sur l’ordre d’acheminement relatif ainsi que les décisions d’investissement, ce qui pourrait déplacer la production plus efficace au gaz naturel en faveur de solutions de rechange plus souples mais moins efficaces. L’utilisation de mesures d’incitation pour forcer l’introduction des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique entraînera des réductions d’émissions susceptibles de ne pas se produire autrement ou prendre plus de temps pour se produire si on laissait libre cours aux forces du marché.
L’efficacité économique de ces réductions subventionnées échelonnées peut être mesurée comme un coût d’abattement – le coût échelonné engagé par la société divisé par la réduction de CO2 réalisée. On peut déterminer le coût échelonné en déduisant les coûts estimés de production thermique évités du prix contractuel et la réduction de CO2 peut être déterminée à parti des émissions thermiques évitées.
Un calcul simpliste permet d’établir que le coût d’abattement estimatif de la mesure d’incitation pour l’énergie renouvelable à 37 $/MWh est d’environ 50 $/tonne de CO2. Le prix du carbone en Alberta en 2018 est de 30 $/tonne de CO2. Bien que l’investissement soit relativement plus élevé que le coût social actuel du carbone, les estimations antérieures des coûts d’abattement calculées à l’aide de coûts moyens estimés historiquement pour la technologie éolienne auraient donné des coûts d’abattement dépassant 100 $/tonne de CO2. De plus, dans ce calcul, on utilise un prix du gaz naturel de 2 $/GJ et si le prix du gaz devait augmenter, le coût d’abattement devrait diminuer, pour atteindre au bout du compte un coût nul à 5 $/GJ.
En conclusion, il reste à savoir si les enchères subséquentes permettront de réaliser des prix à ce faible niveau historique ou si les investissements des soumissionnaires retenus à la première enchère du REP seront payants. Toutefois, il y a fort à parier que la première enchère du REP, au moyen d’une approche d’acquisition fondée sur le marché, a donné lieu à la création d’une première production d’énergie renouvelable au plus faible coût possible.
L’élection du Nouveau parti démocratique de l’Alberta, un gouvernement majoritaire, annonçait en mai 2015 l’introduction de réformes profondes au marché de l’électricité de l’Alberta. L’électricité en Alberta, dans un système largement axé sur les combustibles fossiles, est responsable d’un haut pourcentage d’émissions provinciales de CO2. Par conséquent, le Climate Leadership Plan1 du gouvernement de l’Alberta comprend, probablement comme son plus important objectif, la réduction des émissions de GES du secteur.
Les politiques particulières mentionnées dans le Plan pour réduire les émissions du secteur comprennent :
Toutes ces politiques en sont à différentes étapes de leur mise en œuvre. Avec l’introduction de ces changements, l’Alberta Electric System Operator (AESO) a procédé à une évaluation pour déterminer si la conception du marché axé uniquement sur l’énergie de l’Alberta pouvait garantir un investissement suffisant pour assurer la fiabilité continue du système à la lumière des changements et de leurs effets possibles sur la dynamique du marché de l’électricité.
L’AESO a conclu que le statu quo ne pouvait pas durer et a recommandé l’introduction d’un mécanisme lié à la capacité afin d’améliorer la fiabilité, plus particulièrement au cours de l’élimination progressive du charbon. Le gouvernement a accepté la recommandation de l’AESO et exigé qu’un mécanisme lié à la capacité soit conçu et introduit dans le cadre du marché de l’Alberta.
Pour les besoins du présent résumé, j’aborderai brièvement les développements sur l’initiative accélérée de retrait précoce des centrales au charbon, alors que le reste du document traitera de l’approche adoptée pour faciliter le développement de la production d’énergie renouvelable.
Le Climate Leadership Plan exige l’élimination progressive accélérée de l’ensemble du parc de production au charbon d’ici la fin de 2030. L’approvisionnement énergétique de l’Alberta comprend une capacité de production au charbon d’environ 6 000 MW. Le parc est de différentes époques et comprend par conséquent des centrales traditionnelles construites avant la dérèglementation et des centrales marchandes construites après la restructuration du marché de l’Alberta. Plus particulièrement, pour les nouvelles centrales, la prescription de retrait précoce devrait laisser certains propriétaires avec des investissements non recouvrables étant donné que ces centrales auraient pu être exploitées après 2030. Le gouvernement a convenu d’une compensation de 1,36 milliards de dollars aux propriétaires d’unités.
En plus de l’élimination progressive accélérée et règlementée des centrales au charbon, le gouvernement a annoncé l’établissement d’un objectif « 30 par 30 » pour l’énergie renouvelable. Plutôt que de s’en remettre aux forces du marché pour déterminer la capacité de remplacement des centrales au charbon éliminées, le gouvernement a demandé que 30 % de l’électricité (énergie) utilisée en Alberta provienne de sources renouvelables d’ici 2030. Le gouvernement a établi cet objectif d’énergie renouvelable à 5 000 MW, en termes de capacité installée visée.
Une approche fondée sur le marché présentait des difficultés pour l’atteinte de cet objectif. Les investissements dans les faibles émissions de carbone présentent des problèmes particuliers pour les marchés, surtout pour ce qui est de rendre attrayant l’investissement dans la production au moyen de sources renouvelables comparativement à l’investissement dans la production au gaz naturel, dont les coûts normalisés et les coûts fixes sont inférieurs aux solutions de rechange à faibles émissions de carbone.
En réponse à ce défi, le gouvernement a annoncé un programme d’appel d’énergie propre. Un tel appel consiste en une demande de propositions ouverte et concurrentielle de la part de producteurs d’énergie renouvelable pour déterminer le prix contractuel à long terme requis pour créer une quantité spécifiée de production d’énergie renouvelable.
Le mécanisme de passation de marchés à long terme choisi a été un contrat de différence ou « CFD ». Le CFD paie la différence entre le prix d’équilibre et le prix à long terme pour investir dans la construction des centrales électriques, selon ce qui est déterminé dans l’appel d’énergie propre. La soumission retenue dans l’appel d’énergie propre est connue sous le nom de « prix de levée ».
Le CFD stabilise les revenus des promoteurs d’énergie renouvelable à un niveau fixe sur la durée de 20 ans du contrat, réduisant ainsi le risque commercial. Si le prix d’équilibre est inférieur au prix de levée, la contrepartie du CFD, dans ce cas l’AESO, paie un complément. Si le marché s’équilibre au-dessus du prix de levée, le producteur rembourse la différence à l’AESO.
La qualité du CFD, y compris sa durée, la nature durable de la certitude des contrats du droit privé et la qualité de crédit de contrepartie, contribueront toutes au risque perçu et au coût final des investissements.
L’AESO a été chargé par le gouvernement de l’Alberta de fournir l’énergie renouvelable nécessaire pour répondre aux objectifs du Climate Leadership Plan. L’AESO a établi la première ronde d’approvisionnement et séance d’enchère. Le processus a été appelé le Renewable Electricity Program ou « REP » et demandait des propositions pour une capacité de 400 MW. Les résultats des soumissions pour la première séance d’enchère du REP ont été publiés le 13 décembre 2017.
Quatre projets d’énergie éolienne ont été sélectionnés, totalisant 596 MW, avec des prix allant de 30,90 $ à 43,30 $/MWh, pour une moyenne pondérée de 37 $/MWh. Ces prix établissent des records et ont été si attrayants que l’AESO a fourni 196 MW supplémentaires au-dessus de sa cible prévue de 400 MW.
Les soumissionnaires retenues comprennent Capital Power Corporation (201 MW), EDP Renewables Canada Ltd (248 MW) et Enel Green Power Canada Inc. (deux projets : 115 MW et 31 MW). Capital Power est située en Alberta alors qu’Enel et EDP sont de grandes sociétés multinationales d’énergie établies en Italie et au Portugal, respectivement. Les trois soumissionnaires retenus sont des entités à bilans imposants qui ont probablement accès à du capital à des taux extrêmement concurrentiels.
Tout compte fait, les résultats du REP sont très fructueux. Les prix réalisés résultent probablement de l’un ou d’une combinaison des éléments suivants : la période de contrat, la cote de solvabilité de la contrepartie, la réduction des dépenses en immobilisations pour les installations d’énergie éolienne, l’amélioration du taux d’utilisation de la capacité, la structure financière et le coût du capital. Ils ne comprennent pas les coûts de transport au-delà de l’interconnexion directe. De toute évidence, un prix réalisé de 31 $/MWh suggère des dépenses en immobilisations extrêmement faibles, des facteurs de capacité améliorés, des leviers financiers élevés et des coûts de financement extrêmement bas. Par comparaison, le programme d’acquisition de l’Ontario en mars 2016 a produit un prix réalisé de 85 $/MWh pour 300 MW d’énergie éolienne.
Les prix de gros de l’électricité en Alberta ont été bas comparativement aux niveaux historiques. Le prix de gros moyen en 2017 était de 22 $/MWh. À ces prix, les consommateurs de l’Alberta devraient être appelés à compenser les revenus des producteurs; toutefois, on prévoit une augmentation des prix de gros en 2018, dans les environs de 60 $/MWh en raison des retraits du charbon annoncés. Par conséquent, à court terme, les producteurs pourraient rembourser les consommateurs de l’Alberta tout revenu réalisé au-delà du prix de levée du CFD.
En ce qui concerne les répercussions sur le marché, la production croissante d’énergie renouvelable subventionnée avec des coûts marginaux nuls peut changer la dynamique du marché, entraînant une plus grande volatilité des prix, une réduction des heures à prix moyens dans l’ordre de mérite et des heures à plus bas prix, résultant en une baisse des prix moyens. Et il ne s’agit là que des répercussions possibles. À mesure que la province s’approchera de sa cible de 5 000 MW, plus grand sera le risque de voir les prix atteindre des niveaux chroniquement faibles, entraînant ainsi la cannibalisation de la ressource renouvelable par elle-même.
Directionnellement, l’introduction d’une plus grande quantité d’énergie renouvelable aura une incidence sur l’ordre d’acheminement relatif ainsi que les décisions d’investissement, ce qui pourrait déplacer la production plus efficace au gaz naturel en faveur de solutions de rechange plus souples mais moins efficaces. L’utilisation de mesures d’incitation pour forcer l’introduction des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique entraînera des réductions d’émissions susceptibles de ne pas se produire autrement ou prendre plus de temps pour se produire si on laissait libre cours aux forces du marché.
L’efficacité économique de ces réductions subventionnées échelonnées peut être mesurée comme un coût d’abattement – le coût échelonné engagé par la société divisé par la réduction de CO2 réalisée. On peut déterminer le coût échelonné en déduisant les coûts estimés de production thermique évités du prix contractuel et la réduction de CO2 peut être déterminée à parti des émissions thermiques évitées.
Un calcul simpliste permet d’établir que le coût d’abattement estimatif de la mesure d’incitation pour l’énergie renouvelable à 37 $/MWh est d’environ 50 $/tonne de CO2. Le prix du carbone en Alberta en 2018 est de 30 $/tonne de CO2. Bien que l’investissement soit relativement plus élevé que le coût social actuel du carbone, les estimations antérieures des coûts d’abattement calculées à l’aide de coûts moyens estimés historiquement pour la technologie éolienne auraient donné des coûts d’abattement dépassant 100 $/tonne de CO2. De plus, dans ce calcul, on utilise un prix du gaz naturel de 2 $/GJ et si le prix du gaz devait augmenter, le coût d’abattement devrait diminuer, pour atteindre au bout du compte un coût nul à 5 $/GJ.
En conclusion, il reste à savoir si les enchères subséquentes permettront de réaliser des prix à ce faible niveau historique ou si les investissements des soumissionnaires retenus à la première enchère du REP seront payants. Toutefois, il y a fort à parier que la première enchère du REP, au moyen d’une approche d’acquisition fondée sur le marché, a donné lieu à la création d’une première production d’énergie renouvelable au plus faible coût possible.
*Bob Heggie est l’administrateur général de l’Alberta Utilities Commission.