Le marché de l’électricité en Alberta connaît de grands changements, en vue de la mise en place de certains éléments du Climate Leadership Plan de la province, annoncé le 22 novembre 2015¹. Les principales composantes de ce plan sont les suivantes :

un retrait progressif accéléré de la production d’électricité à partir du charbon d’ici 2030;

• une taxe sur le dioxyde de carbone à l’échelle de l’économie;
• un plafond absolu pour les émissions provenant de l’exploitation de sables bitumineux;
• un plan de réduction des émissions de méthane².

À maintes reprises, la province a utilisé le plan comme argument de vente pour soutenir l’approbation des oléoducs se prolongeant jusqu’à la mer³.

Environ 39 % de la capacité de production d’électricité installée de l’Alberta dépend du charbon et la réalisation du retrait progressif de toutes les installations de production d’électricité à partir du charbon d’ici 2013 est un objectif ambitieux. Cet objectif a néanmoins été établi dans la Loi sur l’électricité renouvelable^4, laquelle a été présentée en novembre 2016.

Dans leur article intitulé « Le marché d’électricité de l’Alberta en pleine évolution – Le point sur les récents changements et développements », Kimberly Howard et Gordon Nettleton examinent la restructuration du marché, depuis un régime entièrement dérèglementé jusqu’à un système hybride intégrant des mécanismes de paiement de la capacité.

La réforme du marché de l’électricité est également amorcée en Ontario par la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (IESO), le premier remaniement important de ce marché depuis ses débuts il y a 15 ans. La portée de la réforme prévue du marché est examinée par Johannes Pfeifenberger et al dans leur article intitulé « Réformer le marché de gros de l’électricité de l’Ontario : les coûts et les avantages ». L’article est fondé sur les travaux entrepris par Brattle Group pour le compte de l’IESO. L’analyse a permis de conclure que l’initiative de réforme « peut atténuer ou éliminer de nombreuses inefficacités existantes associées à la conception actuelle du marché et générer des profits nets considérables pour la province ».

Dans leur article intitulé « Les entreprises manufacturières déménageront-elles en réaction à la hausse des tarifs d’électricité? », Ahmad Faruqui et Sanem Sergici concluent que la relocalisation des industries n’est clairement pas dictée uniquement par le prix de l’électricité, et que de nombreux facteurs sont pris en compte dans la décision de déménager, y compris les coûts opérationnels comme les frais de main-d’œuvre et les taxes, l’accès aux matières brutes et l’accès aux marchés. Les conclusions sont fondées sur les variations des tarifs industriels aux États-Unis, mais les auteurs « sont d’avis que des conclusions semblables seraient tirées d’un examen des données canadiennes ». L’ERQ espère que cet article stimulera la génération de données et la réalisation d’analyses de ce côté-ci de la frontière.

L’exploration pétrolière et gazière au large de la Colombie-Britannique a connu des années quelque peu mouvementées, au cours desquelles elle a notamment été frappée de moratoires sur le forage et la circulation des pétroliers le long de la côte nord. Le statut de ces moratoires n’a pas toujours été clair. Cependant, à la mise sous presse de ce numéro de l’ERQ, le gouvernement fédéral avait présenté un projet de loi pour officialiser le moratoire sur la circulation des pétroliers. L’historique du moratoire et du projet de loi proposé a été examiné par David Bursey et Charlotte Teal dans leur article intitulé « Proposition de loi sur le moratoire relatif aux pétroliers- un aperçu de l’histoire du moratoire ». Les auteurs concluent que les options de restrictions à l’exportation augmenteront les coûts et les complications pour les ressources pétrolières canadiennes en développement en vue de leur exportation. Ce perpétuel débat se poursuivra, pendant que ce projet de loi est étudié par le Parlement.

Les mécanismes d’établissement du prix des émissions de dioxyde de carbone sont bien sûr tous axés sur la réduction de ces émissions. Toutefois, l’efficacité de ces mécanismes nécessite la réalisation d’autres études empiriques, ce qui suppose que la transparence dans leur application serait pertinente. Dans une récente décision, la Commission de l’énergie de l’Ontario a refusé d’exiger l’inclusion de frais liés aux systèmes de plafonnement et d’échange en tant que ligne distincte sur les factures des clients, malgré l’utilité éventuelle et malgré le soutien général à l’égard d’une telle transparence. Dans son article intitulé « Le système de plafonnement et d’échange et la transparence des prix : analyse de la décision de la CEO dans le dossier EB-2015-0363 », Moin Yahya conclut que la Commission a manqué une occasion précieuse de contribuer à la science sur le comportement du client à l’égard des émissions.

Enfin, dans ce numéro de l’ERQ, l’un de vos rédacteurs en chef, Rowland Harrison, examine l’article de Dennis McConaghy, cadre supérieur retraité chez TransCanada Corp. intitulé « DYSFUNCTION : Canada after Keystone XL ». L’examen laisse entendre que Dysfunction se veut une importante contribution au débat actuel à propos du processus d’examen des pipelines et doit être lu par l’ensemble des politiciens, des décideurs, des organismes de règlementation, de l’industrie et des citoyens intéressés.

1. Gouvernement de l’Alberta, Climate Leadership Plan, Edmonton, 22 novembre 2015, en ligne : <http://www.alberta.ca/climate-leadership-plan.cfm>.
2. Ernest & Young LLP, « Alberta climate change leadership plan announcement », Calgary, 2015, en ligne : <http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Alberta-climate-change-leadership-plan-announcement/$FILE/Alberta-climate-change-leadership-plan-announcement.pdf>.
3. Voir à titre d’exemple, Rick McConnell, « Alberta’s climate-change plan selling point for pipelines, Rachel Notley says » CBC News (19 juillet 2016), en ligne : <http://www.cbc.ca/news/canada/edmonton/alberta-s-climate-change-plan-selling-point-for-pipelines-rachel-notley-says-1.3686055>.
4. Bill 27, Renewable Electricity Act, 2^e Sess, 29^e Lég, Alberta, 2016.