<\/p>\n
En pr\u00e9vision des r\u00e9unions sur les changements climatiques de la COP21 \u00e0 Paris tenues en d\u00e9cembre dernier, de concert avec les politiques sur le carbone annonc\u00e9 par le nouveau gouvernement f\u00e9d\u00e9ral lib\u00e9ral, le 22 novembre 2015, la premi\u00e8re ministre de l\u2019Alberta, Rachel\u00a0Notley, a mis de l\u2019avant plusieurs politiques li\u00e9es au climat pour sa province. Son plan d\u2019action contre les changements climatiques (Climate Leadership Plan)1<\/sup> contient quatre cibles ambitieuses:<\/p>\n Ces politiques semblent avoir \u00e9t\u00e9 bien re\u00e7ues dans le monde et devraient donner un coup de pouce pour am\u00e9liorer le permis social d\u2019exploitation de l\u2019Alberta. Toutefois, lorsqu\u2019elles sont combin\u00e9es aux r\u00e9percussions \u00e9conomiques en Alberta caus\u00e9es par les bas prix du p\u00e9trole et du gaz naturel actuels et par une augmentation parall\u00e8le des prix de livraison d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Ces derniers changements de politiques, reli\u00e9 au domaine de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, peuvent \u00e9ventuellement avoir de nombreuses r\u00e9percussions sur le march\u00e9 de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 concurrentiel de l\u2019Alberta et sur ses syst\u00e8mes de distribution et de transport r\u00e9glement\u00e9s.<\/p>\n En tenant compte de la publication du budget provincial en avril\u00a02016, la mani\u00e8re de mettre en \u0153uvre ces politiques \u00e9largies en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie, particuli\u00e8rement en fonction des conditions \u00e9conomiques actuelles, semble \u00eatre la prochaine \u00e9tape du processus pour le gouvernement. Les questions li\u00e9es au processus cl\u00e9 concernant les effets de ces nouvelles politiques sur le syst\u00e8me \u00e9lectrique de l\u2019Alberta que les organismes de r\u00e8glementation et le gouvernement devront aborder comprennent notamment ce qui suit\u00a0:<\/p>\n En outre, dans une \u00e9conomie o\u00f9 les revenus des exportations d\u2019\u00e9nergie ont \u00e9t\u00e9 r\u00e9duits, les Albertains demandent \u00e9galement au gouvernement de veiller \u00e0 les prot\u00e9ger contre les autres hausses de co\u00fbts dans la mesure du possible. Voici quelques exemples de questions soulev\u00e9es par la politique portant sur les changements climatiques propos\u00e9e\u00a0:<\/p>\n Pour explorer au moins quelques-unes de ces questions, nous avons choisi de les diviser selon les trois secteurs d\u2019analyse suivants\u00a0:<\/p>\n En plus de ces trois th\u00e8mes, nous croyons \u00e9galement qu\u2019il y a une question finale relative \u00e0 la politique avec d\u2019\u00e9normes cons\u00e9quences r\u00e9glementaires que le gouvernement doit \u00e9galement examiner avant d\u2019aller de l\u2019avant avec des changements majeurs au syst\u00e8me actuel. \u00c9tant donn\u00e9 la direction et l\u2019importance \u00e9ventuelle des changements de politique \u00e9nerg\u00e9tique qui se traduiront par la mise en \u0153uvre du plan d\u2019action contre les changements climatiques, nous avons la question suivante:<\/p>\n Est-ce le bon moment pour le gouvernement d\u2019\u00e9valuer l\u2019impact d\u2019un retour \u00e0 un syst\u00e8me \u00e9lectrique enti\u00e8rement r\u00e9glement\u00e9 pour la province de l\u2019Alberta?<\/em><\/p>\n Contrairement aux autres comp\u00e9tences au Canada, l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Alberta est produite au sein d\u2019un march\u00e9 concurrentiel. La transition de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta vers un syst\u00e8me fond\u00e9 sur le march\u00e9 a commenc\u00e9 en 1996 et visait \u00e0 encourager l\u2019efficience dans le secteur gr\u00e2ce \u00e0 une concurrence saine. Cependant, les nouvelles compagnies de production qui devaient se joindre au march\u00e9 commercial de la production n\u2019y sont jamais entr\u00e9es. Les quelques-unes qui y sont entr\u00e9es en sont ensuite ressorties assez rapidement.<\/p>\n Pendant des d\u00e9cennies, la nouvelle production en Alberta \u00e9tait construite \u00e0 l\u2019aide de capitaux priv\u00e9s, mais depuis 2001, les propri\u00e9taires de centrales \u00e9lectriques devaient enti\u00e8rement assumer le risque financier pour les nouveaux investissements en mati\u00e8re de production. En vertu de la d\u00e9r\u00e8glementation, l\u2019Alberta Utilities Commission (AUC) ne fait maintenant qu\u2019\u00ab\u00a0[Traduction] approuver la production au niveau de l\u2019installation; c.-\u00e0-d. qu\u2019un producteur doit se conformer \u00e0 la r\u00e8glementation comme les normes de conception et environnementales ainsi que celles li\u00e9es aux consultations publiques. L\u2019AUC ne r\u00e9glemente pas sur l\u2019emplacement des centrales de production au sens large, du type de centrale de production construite, du nombre de centrales de production construites, de qui construira les centrales de production, ni ultimement les retours que les centrales engendreront pour leurs propri\u00e9taires\u00bb.2<\/sup><\/p>\n L\u2019Alberta Electricity System Operator (AESO), lequel planifie le syst\u00e8me \u00e9lectrique de l\u2019Alberta et l\u2019exploite, y compris un march\u00e9 concurrentiel d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de vente en gros, n\u2019a \u00e9galement pas la capacit\u00e9 de dicter si une nouvelle centrale de production sera construite, \u00e0 quel moment et \u00e0 quel endroit ou encore quels seront les retours que les centrales engendreront pour leurs propri\u00e9taires. Les d\u00e9cisions en mati\u00e8re d\u2019investissement sont guid\u00e9es uniquement par les revenus que les producteurs souhaitent r\u00e9aliser des ventes d\u2019\u00e9nergie, d\u2019o\u00f9 le terme \u00ab\u00a0march\u00e9 traitant uniquement de l\u2019\u00e9nergie\u00a0\u00bb.<\/p>\n Entre 2002 et 2008, suite \u00e0 une forte augmentation et un d\u00e9clin subs\u00e9quent d\u00fb \u00e0 la r\u00e8glementation, le prix pay\u00e9 par les Albertains pour la portion production de leur facture d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 a augment\u00e9 de fa\u00e7on relativement stable. Lors de certaines ann\u00e9es, malgr\u00e9 l\u2019argument pr\u00e9c\u00e9dent que la concurrence devrait faire baisser le prix, les co\u00fbts de production ont \u00e9galement augment\u00e9 plus rapidement que dans les autres juridictions. Par contre, \u00e9tant donn\u00e9 que le co\u00fbt r\u00e9el de la production n\u2019\u00e9tait pas cach\u00e9 ailleurs, comme cela est arriv\u00e9 dans d\u2019autres juridictions, les augmentations \u00e9taient sensiblement raisonnables et refl\u00e9taient \u00e9galement l\u2019\u00e9conomie relativement forte.<\/p>\n De la m\u00eame mani\u00e8re, les prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 plus r\u00e9cents ont consid\u00e9rablement chut\u00e9 en ligne avec l\u2019\u00e9conomie, d\u2019abord en 2009 et ensuite en 2014. Contrairement \u00e0 ce qui peut survenir dans les march\u00e9s r\u00e9glement\u00e9s, cela sugg\u00e8re qu\u2019au moins le prix de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Alberta refl\u00e8te maintenant les signaux de march\u00e9 plus large, notamment l\u2019approvisionnement relatif \u00e0 la demande. Actuellement, les Albertains profitent de co\u00fbts de production tr\u00e8s bas et, \u00e9tant donn\u00e9 le climat \u00e9conomique actuel, ils ne semblent pas souhaiter de changements \u00e0 leur syst\u00e8me qui feraient augmenter les co\u00fbts. Bien entendu, cela soul\u00e8ve des questions sur les implications potentielles du plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership relativement aux principes sous-jacents du march\u00e9 de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u00e9r\u00e9glement\u00e9 de l\u2019Alberta.<\/p>\n Ce plan comporte deux engagements du gouvernement qui d\u00e9rangent particuli\u00e8rement les promoteurs de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u00e9r\u00e9glement\u00e9e. Le premier concerne une acc\u00e9l\u00e9ration artificielle de la mise hors service des centrales \u00e9lectriques au charbon. Le gouvernement a indiqu\u00e9 que d\u2019ici la date cible de 2030\u00a0: \u00ab\u00a0[Traduction] les centrales de charbon seront mises hors service progressivement et remplac\u00e9es par des centrales \u00e9lectriques aliment\u00e9es au gaz naturel et \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable ou elles utiliseront une technologie qui ne produit aucune \u00e9mission\u00a0\u00bb.3<\/sup><\/p>\n Le deuxi\u00e8me engagement concerne la prescription de cibles d\u2019\u00e9nergie renouvelable pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Alberta avec un objectif \u00e9nonc\u00e9 par le gouvernement qui stipule que\u00a0: \u00ab\u00a0[Traduction] d\u2019ici 2030, les sources d\u2019\u00e9nergie renouvelable, comme l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et solaire, compteront pour un maximum de 30\u00a0% de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9\u00a0\u00bb.4<\/sup> Ces deux politiques sugg\u00e8rent que le gouvernement entrera de nouveau de fa\u00e7on marqu\u00e9e dans le march\u00e9 de la production.<\/p>\n Les Albertains posent maintenant de bonnes questions sur la mani\u00e8re dont ces engagements seront mis en \u0153uvre. En ce qui a trait \u00e0 une date de retrait fixe des centrales au charbon, un des probl\u00e8mes importants concerne les r\u00e9percussions \u00e9conomiques li\u00e9es \u00e0 un tel droit d\u2019investissement d\u00e9laiss\u00e9. Actuellement, la province compte 18\u00a0centrales au charbon en activit\u00e9. Le retrait de 12\u00a0d\u2019entre elles est d\u00e9j\u00e0 pr\u00e9vu d\u2019ici 2030 sans intervention de la province. Ces mises hors service se feront \u00e0 la fin nominale de leur dur\u00e9e \u00e9conomique en fonction de la r\u00e8glementation f\u00e9d\u00e9rale; par cons\u00e9quent, la province devrait faire face \u00e0 un faible risque financier, voire aucun.<\/p>\n Par contre, si la date limite de la province pour retirer la production de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite au charbon en Alberta demeure 2030, six autres centrales seront mises hors service pr\u00e9matur\u00e9ment, avant l\u2019entr\u00e9e en vigueur des exigences f\u00e9d\u00e9rales et, dans certains cas, bien avant la fin de leur dur\u00e9e \u00e9conomique. Par exemple, la centrale la plus r\u00e9cente, celle de Keephills#3, a \u00e9t\u00e9 mise en service en 2011 et, selon la r\u00e8glementation et les pr\u00e9visions de march\u00e9 actuelles, elle sera conforme tant au niveau \u00e9conomique qu\u2019en fonction des exigences f\u00e9d\u00e9rales jusqu\u2019\u00e0 la fin de 2051. Sa mise hors service pr\u00e9matur\u00e9e, forc\u00e9e et \u00e9ventuelle pour respecter les nouvelles exigences provinciales relatives aux changements climatiques repr\u00e9sente un risque de taille de d\u00e9laissement d\u2019actifs pour les propri\u00e9taires. De plus, elle pr\u00e9sente un \u00e9norme risque de co\u00fbts futurs pour les consommateurs de l\u2019Alberta qui seront ultimement tenus responsables de ces co\u00fbts. Les estimations conservatrices de la valeur comptable nette restante de ces centrales se calculent en milliards si le gouvernement ou les tribunaux devaient d\u00e9terminer qu\u2019une compensation est due.<\/p>\n Les consommateurs albertains sont inquiets de la mani\u00e8re dont les co\u00fbts et la fiabilit\u00e9 seront maintenus \u00e0 mesure que les diff\u00e9rentes centrales au charbon sont mises hors service. Les Albertains d\u00e9pendent actuellement de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au charbon pour environ 65\u00a0% de la demande de base de production \u00e9lectrique de la province et, bien entendu, dans un march\u00e9 d\u00e9r\u00e9glement\u00e9 il n\u2019y a aucun m\u00e9canisme public pour garantir que cette production sera remplac\u00e9e. Qu\u2019il s\u2019agisse d\u2019exigences provinciales ou f\u00e9d\u00e9rales, une mise hors service d\u00e9sorganis\u00e9e pourrait mener \u00e0 une r\u00e9duction de l\u2019approvisionnement, \u00e0 des prix plus \u00e9lev\u00e9s, mais surtout \u00e0 une r\u00e9duction de la fiabilit\u00e9 publiquement inacceptable.<\/p>\n Le 2015 Climate Leadership Report to Minister<\/em>5<\/sup> est, \u00e0 juste titre, susceptible d\u2019offrir au moins une solution partielle \u00e0 ce dilemme. Le rapport ne sugg\u00e8re pas de mettre hors service les centrales au charbon en soi. Le comit\u00e9 sugg\u00e8re plut\u00f4t que:<\/p>\n \u00ab\u00a0le gouvernement poursuive un retrait pr\u00e9visible de l\u2019\u00e9nergie au charbon s\u2019il d\u00e9termine que cela ne sera pas uniquement un r\u00e9sultat des effets combin\u00e9s de la tarification du carbone, des politiques et r\u00e8glementations renouvelables sur la qualit\u00e9 de l\u2019air et un standard de performance f\u00e9d\u00e9ral sur la fin de vie utile des centrales au charbon\u00a0\u00bb.6<\/sup><\/p>\n \u00c9tant donn\u00e9 que les \u00e9normes avanc\u00e9es dans les technologies de capture de CO2<\/sub> se poursuivent, et qu\u2019il reste encore 14\u00a0ans pour les mettre en \u0153uvre, il serait tr\u00e8s raisonnable pour le gouvernement d\u2019offrir une solution de rechange plut\u00f4t que d\u2019insister sur la mise hors service comme seule option. Cette solution de rechange consisterait \u00e0 offrir aux propri\u00e9taires de centrales au charbon l\u2019option de respecter de nouvelles normes d\u2019\u00e9mission tr\u00e8s strictes d\u2019ici 2030 gr\u00e2ce \u00e0 des am\u00e9liorations technologiques.<\/p>\n Choisir cette option ferait augmenter les co\u00fbts, mais \u00e9viterait de d\u00e9laisser des investissements et de maintenir les niveaux de production. Malheureusement, le gouvernement a potentiellement limit\u00e9 cette option en indiquant que les centrales au charbon devraient g\u00e9n\u00e9rer \u00ab\u00a0z\u00e9ro pollution<\/em>\u00a0\u00bb7<\/sup> pour demeurer en op\u00e9ration apr\u00e8s 2030. Toutefois, comme cette cible est manifestement injuste qu\u2019aucune source d\u2019\u00e9nergie, renouvelable ou non, ne peut rencontrer, il devrait \u00eatre possible de faire preuve de bon sens et de travailler \u00e0 optimiser la valeur des centrales restantes.<\/p>\n Des questions similaires sont soulev\u00e9es en ce qui a trait \u00e0 la m\u00e9thode suivie par le gouvernement pour livrer l\u2019augmentation mandat\u00e9e de son portefeuille d\u2019\u00e9nergie renouvelable avec les r\u00e9ponses associ\u00e9es ayant un vaste \u00e9ventail de r\u00e9percussions potentielles. Par exemple, rien n\u2019est encore clair \u00e0 savoir si le gouvernement s\u2019attend \u00e0 ce que l\u2019AESO d\u00e9montre que 30\u00a0% de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite est vraiment g\u00e9n\u00e9r\u00e9e par des sources renouvelables ou si sa t\u00e2che est de veiller \u00e0 ce que les sources renouvelables comptent pour 30\u00a0% de la capacit\u00e9 de production? Ces deux interpr\u00e9tations de la cible du gouvernement apportent des r\u00e9ponses bien diff\u00e9rentes avec de s\u00e9rieuses r\u00e9percussions sur le prix et la fiabilit\u00e9.<\/p>\n La vitesse \u00e0 laquelle les sources renouvelables accrues sont introduites repr\u00e9sente \u00e9galement un autre probl\u00e8me. Si le gouvernement choisit un \u00e9ch\u00e9ancier aussi rapide pour la transition vers l\u2019\u00e9nergie renouvelable, certains examinent d\u2019autres juridictions, comme le R.-U. par exemple, et doutent de la capacit\u00e9 de l\u2019Alberta de r\u00e9ussir \u00e0 int\u00e9grer des niveaux croissants si importants d\u2019\u00e9nergie solaire et \u00e9olienne dans le r\u00e9seau. Les niveaux de production requis pouvant \u00eatre r\u00e9partis pour servir de filet de s\u00e9curit\u00e9 \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable seront importants et devront fort probablement \u00eatre produits par du gaz naturel pour offrir une souplesse suffisante. Cela exigera un investissement en capital de grande envergure et, en l\u2019absence d\u2019une nouvelle politique gouvernementale additionnelle, il devra \u00eatre fait par des investisseurs priv\u00e9s sans aucune garantie d\u2019un retour sur l\u2019investissement. D\u2019autres contestent l\u2019int\u00e9r\u00eat continu des propri\u00e9taires fonciers en Alberta, particuli\u00e8rement dans les r\u00e9gions venteuses au sud, de lib\u00e9rer de grandes \u00e9tendues de terre pour l\u2019installation des \u00e9oliennes.<\/p>\n En outre, comme dans le cas de la mise hors service mandat\u00e9e de la production au charbon, d\u2019autres questions importantes li\u00e9es \u00e0 la politique plus large demeurent. Par exemple, de quelle mani\u00e8re l\u2019AESO r\u00e9alisera-t-il l\u2019un de ces objectifs tout en conservant un syst\u00e8me de production d\u00e9r\u00e9glement\u00e9 o\u00f9 les facteurs \u00e9conomiques repr\u00e9sentent le signal cl\u00e9 pour de nouveaux investissements priv\u00e9s? Chaque fois que le gouvernement choisit de favoriser, par des incitatifs, une forme de production de mani\u00e8re importante, il y a clairement un risque de rebuter les investissements dans les autres formes de production. Par exemple, Layzell et. al8<\/sup> de l\u2019Universit\u00e9 de Calgary a r\u00e9cemment propos\u00e9 qu\u2019en augmentant significativement la coproduction dans les op\u00e9rations futures et existantes de s\u00e9paration gravitaire stimul\u00e9e par injection de vapeur (SGSIV), l\u2019Alberta pourrait arriver \u00e0 une plus grande r\u00e9duction de l\u2019\u00e9mission de CO2<\/sup> et ce, plus rapidement et en limitant l\u2019impact sur l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique.<\/p>\n Il n\u2019y a aucun doute que le gouvernement de l\u2019Alberta souhaite mettre de l\u2019avant une m\u00e9thode fond\u00e9e sur des solutions pour la mise hors service de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au charbon ax\u00e9e sur la politique ainsi que l\u2019int\u00e9gration de niveaux accrus d\u2019\u00e9nergie renouvelable dans notre march\u00e9 de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Malgr\u00e9 tout, le d\u00e9fi sera probablement bien plus important que la simple recherche du bon rythme pour la transition si le gouvernement souhaite \u00e9galement maintenir un march\u00e9 de production fiable et concurrentiel.<\/p>\n R\u00e9cemment, les Albertains se sont pench\u00e9s de plus en plus sur les co\u00fbts relatifs au transport et \u00e0 la distribution. Contrairement aux co\u00fbts de production, ceux du transport et de la distribution sont r\u00e9glement\u00e9s et ne sont pas sensibles au d\u00e9clin de l\u2019\u00e9conomie.<\/p>\n L\u2019\u00e9nergie renouvelable a tendance \u00e0 \u00eatre davantage intermittente et distribu\u00e9e que l\u2019\u00e9nergie non-renouvelable. Une augmentation significative de l\u2019\u00e9nergie renouvelable n\u00e9cessitera une infrastructure de transport et de distribution diff\u00e9rente \u00e0 celle des centrales \u00e9lectriques plus classiques. Par exemple, si une grande portion de cette nouvelle \u00e9nergie renouvelable provient de petites centrales, ces derni\u00e8res se fieront au syst\u00e8me de distribution pour int\u00e9grer leur production sur le r\u00e9seau. Ces nouvelles sources d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 devront \u00eatre int\u00e9gr\u00e9es dans les syst\u00e8mes en place qui ont \u00e9t\u00e9 construits au d\u00e9part pour soutenir des sources de base d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 non renouvelables et\/ou pour alimenter les maisons, et non sortir des maisons.<\/p>\n L\u2019AESO a d\u00e9j\u00e0 r\u00e9ussi \u00e0 int\u00e9grer l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9olienne dans le r\u00e9seau de transport de l\u2019Alberta, sp\u00e9cialement au sud de l\u2019Alberta. Par contre, la politique du plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership propose une augmentation encore plus pouss\u00e9e des \u00e9nergies renouvelables. Un d\u00e9fi important en allant de l\u2019avant consistera \u00e0 acc\u00e9l\u00e9rer le rythme de cette int\u00e9gration de l\u2019\u00e9nergie renouvelable dans l\u2019infrastructure en place, sans cr\u00e9er un syst\u00e8me double et\/ou de nouveaux co\u00fbts importants pour les consommateurs.<\/p>\n \u00c9tant donn\u00e9 que les co\u00fbts de transport et de distribution ont d\u00e9j\u00e0 augment\u00e9 rapidement relativement aux co\u00fbts de production, une question qui semble d\u00e9j\u00e0 \u00eatre examin\u00e9e consiste \u00e0 savoir si les co\u00fbts actuels de transport et de distribution sont justifi\u00e9s. L\u2019Alberta est actuellement divis\u00e9e en plusieurs r\u00e9gions o\u00f9 des entreprises individuelles d\u00e9tiennent le droit exclusif de transporter et de distribuer de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sans concurrence. Comme c\u2019est le cas dans d\u2019autres syst\u00e8mes de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 r\u00e9glement\u00e9s, ces entreprises ont l\u2019\u00ab\u00a0obligation de servir\u00a0\u00bb et, par cons\u00e9quent, doivent respecter les directives de la politique gouvernementale. Toutefois, contrairement \u00e0 la production en Alberta, ces entreprises de transport et de distribution sont largement prot\u00e9g\u00e9es contre les risques \u00e9conomiques li\u00e9s \u00e0 ces nouvelles politiques. \u00c9tant donn\u00e9 que leurs investissements sont consid\u00e9r\u00e9s comme \u00ab\u00a0prudents\u00a0\u00bb par leur organisme de r\u00e8glementation, en l\u2019esp\u00e8ce l\u2019AUC, le capital et les co\u00fbts d\u2019exploitation sont normalement couverts dans le tarif de base.<\/p>\n En contrepartie de cette obligation de servir, les services publics r\u00e9glement\u00e9s ont eu l\u2019occasion de faire un rendement de capitaux propres (RCP) \u00e0 un taux \u00e9tabli par l\u2019AUC. Le RCP approuv\u00e9 pour 2015 \u00e9tait de 8,3\u00a0%, en fonction des conditions \u00e9conomiques de 2013. \u00c9tant donn\u00e9 que le RCP de service public prescrit est tourn\u00e9 vers l\u2019avenir, c\u2019est-\u00e0-dire qu\u2019il est con\u00e7u pour refl\u00e9ter les conditions \u00e9conomiques futures fond\u00e9es sur des donn\u00e9es r\u00e9elles d\u2019un exercice de r\u00e9f\u00e9rence, la prochaine r\u00e9vision du RCP est pr\u00e9vue pour 2017 en fonction des donn\u00e9es de 2015.<\/p>\n M\u00eame si les donn\u00e9es de 2015\u00a0refl\u00e9teront une bonne portion du ralentissement \u00e9conomique, un RCP de 8,3\u00a0% serait bien entendu consid\u00e9r\u00e9 comme exceptionnel pour de nombreuses entreprises dans l\u2019\u00e9conomie d\u2019aujourd\u2019hui. Par cons\u00e9quent, pour l\u2019\u00e9tablissement d\u2019un nouveau RCP pour les services publics, m\u00eame s\u2019il est attendu que l\u2019AUC ne se fie qu\u2019aux donn\u00e9es de l\u2019exercice de r\u00e9f\u00e9rence, les consommateurs mettront beaucoup de pression sur l\u2019AUC pour qu\u2019elle tienne compte des donn\u00e9es apr\u00e8s 2015 et qu\u2019elle d\u00e9termine ce qu\u2019est un RCP \u00ab\u00a0juste et raisonnable\u00a0\u00bb lorsqu\u2019une r\u00e9cession touche l\u2019ensemble de la province. Sans aucun doute, L\u2019AUC devra examiner cette question\u00a0: \u00ab\u00a0 [Traduction] \u00e9tant donn\u00e9 que d\u2019autres entreprises exploit\u00e9es en Alberta en font plus pour moins, les services publics r\u00e9glement\u00e9s ne devraient-ils pas au minimum faire la m\u00eame chose? \u00bb<\/p>\n M\u00eame dans des conditions moins difficiles, il y a toujours des pressions de consommateurs dans le dossier des tarifs o\u00f9 l\u2019on demande \u00e0 l\u2019organisme de r\u00e8glementation d\u2019examiner au-del\u00e0 de l\u2019exercice de r\u00e9f\u00e9rence, particuli\u00e8rement si cela entra\u00eenera des co\u00fbts plus faibles. Par contre, selon notre point de vue, bien que cela soit tentant, l\u2019\u00e9tablissement du \u00ab\u00a0bon\u00a0\u00bb RCP n\u2019est jamais facile, car un retour sur le capital investi trop faible peut souvent pousser d\u2019autres co\u00fbts \u00e0 la hausse, incluant le co\u00fbt des emprunts, cette derni\u00e8re \u00e9tant \u00e9galement r\u00e9percut\u00e9e sur les consommateurs.<\/p>\n En outre, l\u2019Alberta n\u2019a pas besoin d\u2019encore plus d\u2019incertitude sur le march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, ce qu\u2019un dossier de tarif ax\u00e9 sur la politique cr\u00e9erait s\u00fbrement. Les services publics ont l\u2019obligation de transporter et de livrer l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 aux Albertains, de cette fa\u00e7on, ils sont coinc\u00e9s. Par cons\u00e9quent, il est essentiel d\u2019avoir un point de vue \u00e0 long terme global.<\/p>\n Par contre, il peut y avoir d\u2019autres m\u00e9canismes \u00e0 la disposition du gouvernement ou de l\u2019AESO, qui pourrait potentiellement avoir un effet encore plus positif sur les futurs tarifs de transport. S\u2019il est impossible d\u2019\u00e9viter l\u2019augmentation des co\u00fbts en ajoutant de bonnes quantit\u00e9s d\u2019\u00e9nergie renouvelable, le gouvernement peut mettre en place des mesures incitatives particuli\u00e8res pour examiner ces options activement \u00e0 mesure qu\u2019il met en \u0153uvre son plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership.<\/p>\n Il est important de noter particuli\u00e8rement la possibilit\u00e9 de r\u00e9examiner le besoin de lignes de transport n\u2019\u00e9tant toujours pas encore construites.<\/p>\n En 2009, au milieu de plusieurs ann\u00e9es de projections de croissance \u00e9conomique \u00ab\u00a0optimistes\u00a0\u00bb, un d\u00e9bat amer sur la distribution appropri\u00e9e des r\u00f4les entre le gouvernement et les organismes de r\u00e8glementation en ce qui a trait aux d\u00e9cisions sur les nouveaux transports a culmin\u00e9 dans le projet de loi\u00a0509<\/sup>. Cette l\u00e9gislation a d\u00e9plac\u00e9 la responsabilit\u00e9 de d\u00e9terminer le besoin de nouvelles lignes de transport de l\u2019AUC au gouvernement. Cela a \u00e9ventuellement men\u00e9 \u00e0 la construction ambitieuse de nouvelles lignes de transport en Alberta, notamment des lignes importantes nord-sud entre Calgary et Edmonton et deux entre Edmonton et Fort McMurray.<\/p>\n Les deux lignes de transport au sud sont d\u00e9j\u00e0 compl\u00e9t\u00e9 et sont partiellement refl\u00e9t\u00e9es dans les factures de services publics. Par contre, la demande de la premi\u00e8re ligne vers Fort McMurray, budg\u00e9t\u00e9e \u00e0 1,433\u00a0G$, sera pr\u00e9sent\u00e9e devant l\u2019AUC en juin. M\u00eame si cette derni\u00e8re n\u2019a plus l\u2019autorit\u00e9 de d\u00e9terminer si la ligne est n\u00e9cessaire, d\u2019autres parties sont autoris\u00e9es \u00e0 le faire. Il semblerait tr\u00e8s prudent pour ce gouvernement de demander \u00e0 ses fonctionnaires, particuli\u00e8rement par rapport au d\u00e9clin rapide de l\u2019activit\u00e9 des sables bitumineux, de r\u00e9examiner soigneusement le besoin pour cette expansion massive de le secteur du transport selon les plans actuels. Les Albertains pr\u00e9f\u00e8rent clairement d\u00e9penser sur d\u2019autres priorit\u00e9s.<\/p>\n Le gouvernement peut choisir une deuxi\u00e8me option pour r\u00e9duire les co\u00fbts de transport; il peut choisir d\u2019\u00e9tudier en profondeur la directive de \u00ab\u00a0congestion z\u00e9ro\u00a0\u00bb de l\u2019AESO et les r\u00e9percussions de cette politique sur les co\u00fbts. Dans le Powering Our Economy<\/em>\u00a0: Critical Transmission Review Commitee Report10<\/sup> <\/em>du gouvernement de l\u2019Alberta publi\u00e9 en f\u00e9vrier 2012, un r\u00e9seau non congestionn\u00e9 et le r\u00f4le de l\u2019AESO dans la prestation de ce r\u00e9seau sont d\u00e9crits ainsi\u00a0:<\/p>\n \u00ab\u00a0[Traduction] Un syst\u00e8me de transport robuste et sans contrainte […] qui donne un acc\u00e8s \u00e9gal afin que tous les consommateurs et les producteurs puissent se connecter au r\u00e9seau\u2026 L\u2019AESO doit planifier un syst\u00e8me de transport qui est suffisamment robuste afin qu\u2019en tout temps [je souligne] le transport de toute l\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique bien fond\u00e9e anticip\u00e9e soit possible lorsque toutes les installations de transmission sont en service\u2026\u00a0\u00bb.<\/p>\n La politique de \u00ab\u00a0congestion z\u00e9ro\u00a0\u00bb a \u00e9t\u00e9 \u00e9labor\u00e9e sur la pr\u00e9misse qu\u2019en retirant les contraintes de transport, il serait plus facile de r\u00e9ussir \u00e0 mettre en \u0153uvre un nouveau march\u00e9 de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 concurrentiel. Il est \u00e9galement attendu de r\u00e9duire le co\u00fbt de production en veillant \u00e0 distribuer l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au co\u00fbt le plus bas.<\/p>\n Si vous \u00eates un producteur, la congestion z\u00e9ro semblerait une excellente id\u00e9e, mais est-ce une bonne politique pour les consommateurs? La question devient encore plus pertinente, car les co\u00fbts prennent une portion encore plus grande de la facture de services publics totale des consommateurs. \u00c9tant donn\u00e9 que les consommateurs assument la totalit\u00e9 de la facture pour la nouvelle ligne de transport, le gouvernement pourrait faire une \u00e9tape simple, mais potentiellement tr\u00e8s avantageuse, en demandant \u00e0 l\u2019AUC de r\u00e9examiner le besoin de cette politique et de son efficacit\u00e9. Par exemple, il peut \u00eatre plus efficace en mati\u00e8re de co\u00fbt de construire moins d\u2019infrastructures et combler tout d\u00e9bit restreint avec l\u2019utilisation \u00e0 court terme d\u2019une \u00e9lectricit\u00e9 plus ch\u00e8re approvisionn\u00e9e par contrat.<\/p>\n Il y a \u00e9galement une troisi\u00e8me fa\u00e7on de mieux contr\u00f4ler comment les co\u00fbts de transport et de distribution sont pass\u00e9s directement aux consommateurs en faisant plus attention de veiller \u00e0 ce que les co\u00fbts en capital associ\u00e9s soient gard\u00e9s le plus bas possible. Actuellement, l\u2019\u00ab\u00a0aspect prudent\u00a0\u00bb de ces co\u00fbts est \u00e9valu\u00e9 apr\u00e8s les faits par l\u2019AUC, et on comprend ais\u00e9ment pourquoi cette derni\u00e8re est r\u00e9ticente \u00e0 appliquer le luxe d\u2019une analyse a posteriori des co\u00fbts d\u00e9j\u00e0 encourus. Une simple \u00e9tape additionnelle \u00e0 ce processus consisterait \u00e0 obliger les services publics \u00e0 mettre en poste des gestionnaires des co\u00fbts ind\u00e9pendants pour surveiller les co\u00fbts des projets de transport et de distribution durant leur construction plut\u00f4t qu\u2019apr\u00e8s les faits. D\u2019autres juridictions ont tent\u00e9 cette id\u00e9e d\u2019un gestionnaire de supervision des co\u00fbts ind\u00e9pendant, un poste pas tr\u00e8s diff\u00e9rent de ce que l\u2019industrie appelle un \u00ab\u00a0ing\u00e9nieur pour le propri\u00e9taire\u00a0\u00bb et sont arriv\u00e9es \u00e0 des r\u00e9sultats positifs.<\/p>\n Il est peut-\u00eatre temps de r\u00e9fl\u00e9chir \u00e0 une id\u00e9e plus sobre relativement aux politiques de transport et de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Alberta. Encore plus que jamais, les Albertains ont besoin de bien r\u00e9fl\u00e9chir \u00e0 la mani\u00e8re dont nous amenons de nouveaux types d\u2019\u00e9nergie, notamment l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et les autres \u00e9nergies renouvelables intermittentes, et la mani\u00e8re dont nous branchons les consommateurs \u00e0 cette \u00e9nergie. Une partie de cet examen r\u00e9fl\u00e9chi comprend la gestion de tous les co\u00fbts.<\/p>\n Diff\u00e9rents h\u00e9ritages ont d\u00e9coul\u00e9 de la transition d\u2019un march\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique r\u00e9glement\u00e9 \u00e0 un march\u00e9 d\u00e9r\u00e9glement\u00e9 \u00e0 la fin des ann\u00e9es\u00a01990. Pour atteindre ses objectifs, le gouvernement a \u00e9t\u00e9 forc\u00e9 de cr\u00e9er artificiellement un march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie (le bassin \u00e9nerg\u00e9tique [Power Pool] exploit\u00e9 par l\u2019AESO) et de r\u00e9duire l\u2019\u00e9nergie mise sur le march\u00e9 par les exploitants en place (producteurs). \u00c9tant donn\u00e9 que le gouvernement souhaitait \u00e9galement r\u00e9aliser cette r\u00e9duction d\u2019\u00e9nergie sur le march\u00e9 sans avoir \u00e0 forcer les exploitants \u00e0 vendre leurs actifs, les AAE ont \u00e9t\u00e9 introduits comme outil pour y arriver. L\u2019AAE visait \u00e0 poursuivre le contrat r\u00e9glementaire pr\u00e9c\u00e9dent entre le gouvernement et les exploitants en fournissant aux propri\u00e9taires de ces actifs de production approuv\u00e9s et pr\u00e9c\u00e9demment r\u00e9glement\u00e9s l\u2019occasion de r\u00e9cup\u00e9rer leurs co\u00fbts fixes et variables pour une \u00ab\u00a0dur\u00e9e de vie de projet\u00a0\u00bb pr\u00e9\u00e9tablie.<\/p>\n Les AAE \u00e9taient \u00e9galement vendus aux ench\u00e8res \u00e0 des acheteurs qui croyaient pouvoir tirer des revenus des ventes d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au sein du bassin \u00e9nerg\u00e9tique sur la dur\u00e9e de vie de l\u2019accord suffisamment sup\u00e9rieurs au prix d\u2019achat de l\u2019AAE. Toutefois, ce ne sont pas tous les AAE mis en vente qui ont re\u00e7u une mise acceptable, et les obligations de l\u2019acheteur pour les AAE invendus \u00e9taient assum\u00e9es par le bassin d\u2019\u00e9quilibrage. Ce dernier a \u00e9t\u00e9 mis en place par une loi comme entit\u00e9 l\u00e9gislative responsable de remplir le vide si aucun acheteur ne misait pour acqu\u00e9rir l\u2019AAE au moment de la d\u00e9r\u00e8glementation. Si certaines conditions \u00e9taient remplies, le bassin d\u2019\u00e9quilibrage devait \u00e9galement assumer un AAE ayant \u00e9t\u00e9 acquis pr\u00e9c\u00e9demment par des acheteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n C\u2019est cette derni\u00e8re option qui cause pr\u00e9sentement la consternation dans le march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Alberta. Les AAE comprennent une clause accordant le droit \u00e0 l\u2019acheteur d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de mettre fin \u00e0 l\u2019AAE sous certaines conditions pr\u00e9\u00e9tablies, notamment un changement dans les lois environnementales rendant l\u2019AAE \u00ab\u00a0peu rentable ou encore moins rentable\u00a0\u00bb. R\u00e9cemment en Alberta, il y a eu une recrudescence de r\u00e9siliations d\u2019AAE entre quatres acheteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (particuli\u00e8rement, ENMAX, TransCanada, AltaGas et Capital Power) et les producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 provenant de centrales au charbon (particuli\u00e8rement, TransAlta et ATCO). Ces annulations sont apparemment le r\u00e9sultat des r\u00e9cents changements en mati\u00e8re de politiques sur les changements climatiques de l\u2019Alberta, dans ce cas-ci le r\u00e8glement actuel de l\u2019Alberta sur les \u00e9metteurs de gaz d\u00e9sign\u00e9s (soit le Specified Gas Emitters Regulation<\/em> [SGER<\/em>])11<\/sup>. Les acheteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ont argu\u00e9 que ces changements avaient effectivement rendu les AAE \u00ab\u00a0encore moins rentables\u00a0\u00bb.<\/p>\n Ces r\u00e9siliations par les acheteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 avaient en retour d\u00e9clench\u00e9 l\u2019exigence que le bassin d\u2019\u00e9quilibrage, et par le truchement de ce dernier, le public, devaient assumer \u00e0 nouveau la responsabilit\u00e9 de ces AAE. Cette hypoth\u00e8se reliant les contrats au bassin d\u2019\u00e9quilibrage et avec les politiques sur le climat du gouvernement comme d\u00e9clencheur des r\u00e9siliations a soulev\u00e9 une forte attention m\u00e9diatique et diverses questions int\u00e9ressantes. M\u00eame si les Albertains ne sont probablement pas familiers avec la plupart sinon l\u2019ensemble des modalit\u00e9s et des concepts, s\u2019ils \u00e9coutent la couverture m\u00e9diatique, ils se posent probablement maintenant des questions sur les r\u00e9percussions qu\u2019auront ces r\u00e9siliations sur les consommateurs et sur le r\u00f4le du bassin d\u2019\u00e9quilibrage, qui \u00e9tait jusqu\u2019\u00e0 maintenant une entit\u00e9 relativement obscure.<\/p>\n Bien qu\u2019il y ait de nombreuses questions litigieuses associ\u00e9es \u00e0 la r\u00e9siliation pr\u00e9coce des AAE, il semble y avoir un consensus sur les trois points suivants\u00a0:<\/p>\n Il est clair qu\u2019aucune de ces options ne sera profitable pour les consommateurs de l\u2019Alberta. Par cons\u00e9quent, si cette question n\u2019est pas abord\u00e9e, les r\u00e9percussions \u00e0 long terme de ces r\u00e9siliations demeurent incertaines. Par exemple, le bassin d\u2019\u00e9quilibrage actuellement \u00e9met un cr\u00e9dit aux consommateurs sur leur facture d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, d\u2019environ 3\u00a0$ par mois. Si toute l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite par les AAE r\u00e9cemment r\u00e9sili\u00e9s \u00e9tait envoy\u00e9e dans le bassin \u00e9nerg\u00e9tique, ce cr\u00e9dit pourrait se transformer en frais suppl\u00e9mentaires sur les factures de consommateurs, de 5 \u00e0 10\u00a0$ par mois. Bien que le bassin d\u2019\u00e9quilibrage puisse \u00eatre en mesure de contrer une partie de ces co\u00fbts, dans la mesure o\u00f9 les r\u00e9siliations d\u2019AAE d\u00e9clenchent une augmentation des co\u00fbts, l\u2019espace politique \u00e0 la disposition du gouvernement pour faire progresser son plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership sera probablement r\u00e9duit.<\/p>\n En fonction de la r\u00e9ponse initiale du gouvernement relativement \u00e0 la r\u00e9siliation pr\u00e9coce des AAE, cela semble une cons\u00e9quence inattendue de l\u2019exigence de r\u00e9duire davantage les \u00e9missions de carbone en vertu du SGER. Maintenant, une question cl\u00e9 se pose \u00e0 savoir si les r\u00e9cents changements apport\u00e9s au SGER permettent vraiment aux acheteurs de r\u00e9silier l\u00e9galement leurs AAE. Bien que le gouvernement de l\u2019Alberta semble sugg\u00e9rer que cela est une question toujours ouverte \u00e0 la discussion, notre lecture initiale du langage des AAE sugg\u00e8re que cet argument peut en \u00eatre un difficile pour qu\u2019il puisse r\u00e9ussir \u00e0 continuer d\u2019aller de l\u2019avant. Bien entendu, en raison de l\u2019importance de cette question, il est fort probable que les tribunaux doivent trancher la question.<\/p>\n Cela dit, \u00e9tant donn\u00e9 que le gouvernement a introduit les changements du SGER, selon nous, ce dernier peut \u00e9galement \u00eatre en mesure d\u2019att\u00e9nuer ou de renverser les r\u00e9percussions en retirant le d\u00e9clencheur li\u00e9 aux r\u00e9siliations d\u2019AAE. Il est possible que le gouvernement puisse exempter totalement les centrales \u00e9lectriques des nouvelles exigences du SGER. Contrairement aux autres comp\u00e9tences, la justification pour cette exemption serait que les centrales au charbon sont d\u00e9j\u00e0 trait\u00e9es s\u00e9par\u00e9ment et en r\u00e9alit\u00e9, de mani\u00e8re bien plus pouss\u00e9e, car elles doivent \u00eatre mises hors service \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur d\u2019un \u00e9ch\u00e9ancier fixe. Obliger maintenant les centrales au charbon d\u00e9j\u00e0 approuv\u00e9es \u00e0 respecter les deux ensembles d\u2019exigences r\u00e9glementaires \u00e9tablies peut \u00eatre bien injuste, particuli\u00e8rement du fait que des investissements originaux ont \u00e9t\u00e9 r\u00e9alis\u00e9s dans un environnement r\u00e9glement\u00e9 et qu\u2019il y a peu d\u2019occasions dans l\u2019imm\u00e9diat de g\u00e9rer ces co\u00fbts \u00e9conomiques progressifs.<\/p>\n Aller de l\u2019avant avec la mise en \u0153uvre d\u2019un plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership ambitieux est une priorit\u00e9 pour le gouvernement de l\u2019Alberta, et comme moyen pour am\u00e9liorer la mani\u00e8re dont la province est per\u00e7ue sur le march\u00e9 mondial, est certainement justifi\u00e9. Toutefois, les syst\u00e8mes d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Alberta sont uniques et les r\u00e9percussions de ces politiques en mati\u00e8re de changements climatiques pour la production, le transport et la distribution sont entrecrois\u00e9es et parfois difficiles \u00e0 pr\u00e9dire. \u00c0 mesure que le gouvernement apporte des changements aux politiques et taxes li\u00e9es au carbone, il sera essentiel d\u2019examiner soigneusement les r\u00e9percussions et de s\u2019adapter afin de veiller \u00e0 ce que les r\u00e9sultats souhait\u00e9s (p. ex. r\u00e9duction des \u00e9missions) soient vraiment atteints et que les cons\u00e9quences inattendues (p. ex. perte de la confiance des investisseurs ou en la fiabilit\u00e9 du syst\u00e8me) sont comprises et g\u00e9r\u00e9es.<\/p>\n \u00c0 mesure que les \u00ab\u00a0vieilles\u00a0\u00bb centrales \u00e9lectriques atteignent la fin de leur dur\u00e9e \u00e9conomique, l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite en Alberta sera de plus en plus produite par des entreprises qui choisissent d\u2019investir dans un march\u00e9 ouvert et concurrentiel. Une mise hors service encore plus acc\u00e9l\u00e9r\u00e9e des centrales au charbon, associ\u00e9e \u00e0 une mise en service acc\u00e9l\u00e9r\u00e9e de la production \u00e0 partir de sources d\u2019\u00e9nergie renouvelable appuy\u00e9e par la l\u00e9gislation (possiblement \u00e0 l\u2019aide de mesures incitatives), devra \u00eatre soigneusement orchestr\u00e9e si nous devons pr\u00e9server ce d\u00e9sir d\u2019investir. Trop d\u2019incertitude, notamment l\u2019absence d\u2019une compr\u00e9hension int\u00e9grale des cons\u00e9quences li\u00e9es aux politiques entrem\u00eal\u00e9es et aux r\u00e8gles trop rigides lorsqu\u2019une plus grande souplesse pourrait permettre d\u2019atteindre les m\u00eames objectifs, placera inutilement les niveaux d\u2019investissement futur \u00e0 risque.<\/p>\n Les changements propos\u00e9s dans le m\u00e9lange \u00e9nerg\u00e9tique en fonction du plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership, d\u00e9clench\u00e9s par la mise hors service de centrales \u00e0 grande charge de base et l\u2019introduction de nouvelles tranches d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produites \u00e0 partir de sources d\u2019\u00e9nergie renouvelables intermittentes et distribu\u00e9es dans le r\u00e9seau \u00e9lectrique de l\u2019Alberta, auront \u00e9galement des r\u00e9percussions sur les co\u00fbts, la fiabilit\u00e9 et la logistique. Les contribuables assument une nouvelle taxe sur le carbone, en vigueur en 2017, et seront in\u00e9vitablement r\u00e9ticents \u00e0 financer d\u2019autres co\u00fbts pour rendre le r\u00e9seau plus respectueux de l\u2019environnement. Cela est encore plus vrai en plein c\u0153ur d\u2019une r\u00e9cession \u00e9conomique. Ces pr\u00e9occupations peuvent limiter consid\u00e9rablement la capacit\u00e9 du gouvernement de mettre en \u0153uvre ses politiques \u00e0 long terme.<\/p>\n Nous encourageons le gouvernement \u00e0 examiner en profondeur l\u2019ensemble du cycle de vie des co\u00fbts de ses changements propos\u00e9s sur la matrice \u00e9nerg\u00e9tique \u00e9lectrique. De plus, nous encourageons fortement le gouvernement \u00e0 \u00e9valuer les r\u00e9percussions des politiques en place (p.\u00a0ex. la directive de congestion z\u00e9ro de l\u2019AESO) et les plans d\u2019infrastructure (p. ex. la construction de lignes de transmission entre Edmonton et Fort McMurray) pour trouver d\u2019autres sources d\u2019\u00e9conomies pour aider \u00e0 contrer certaines r\u00e9percussions \u00e9conomiques du plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership.<\/p>\n Enfin, les r\u00e9siliations pr\u00e9coces d\u2019AAE avec les producteurs au charbon repr\u00e9sentent fort possiblement une cons\u00e9quence inattendue de l\u2019accent sur la r\u00e9duction des \u00e9missions du gouvernement. Contester la l\u00e9galit\u00e9 de ces r\u00e9siliations devant les tribunaux repr\u00e9sente une option, mais nous demandons avec insistance au gouvernement d\u2019examiner des solutions plus simples, notamment de restaurer simplement les exigences du SGER pr\u00e9c\u00e9dentes relatives \u00e0 la production au charbon. Le r\u00e9\u00e9quilibrage serait \u00e9quitable et repr\u00e9senterait un petit pas en arri\u00e8re, mais justifiable, particuli\u00e8rement s\u2019il permet d\u2019aller de l\u2019avant avec l\u2019ensemble du plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership.<\/p>\n Derri\u00e8re ces trois th\u00e8mes, nous croyons \u00e9galement qu\u2019il y a une question relative \u00e0 la politique\/r\u00e8glementation finale que le gouvernement doit \u00e9galement examiner avant d\u2019aller de l\u2019avant avec des changements notables au syst\u00e8me \u00e9lectrique actuel. \u00c9tant donn\u00e9 la direction et l\u2019importance politique des changements \u00e0 la politique \u00e9nerg\u00e9tique propos\u00e9s, ne serait-ce pas le bon moment d\u2019\u00e9valuer de mani\u00e8re proactive les r\u00e9percussions d\u2019un retour \u00e0 un syst\u00e8me d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 enti\u00e8rement r\u00e9glement\u00e9 en Alberta?<\/p>\n Il est fort possible que les changements propos\u00e9s soient d\u00e9j\u00e0 suffisamment importants pour d\u00e9clencher la fin des investissements futurs sur le march\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique en Alberta, en l\u2019absence d\u2019une forme de garantie sur le prix. Si cela survient, sans un plan en main, ces r\u00e9percussions peuvent aboutir \u00e0 la cons\u00e9quence inattendue de loin la plus co\u00fbteuse du plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership.<\/p>\n *Donna\u00a0Kennedy-Glans, c.r., avocate et femme d\u2019affaires, ancienne cadre dans le secteur de l\u2019\u00e9nergie et ministre adjointe de l\u2019\u00c9lectricit\u00e9 et de l\u2019\u00c9nergie renouvelable (Electricity and Renewable Energy) (Alberta)<\/p>\n **Dr.\u00a0Brian\u00a0Bietz, scientifique de l\u2019environnement et consultant r\u00e9glementaire, ancien membre du conseil d\u2019administration de l\u2019Alberta Energy and Utilities Board et pr\u00e9sident du Natural Resources Conservation Board<\/p>\n <\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":" Introduction En pr\u00e9vision des r\u00e9unions sur les changements climatiques de la COP21 \u00e0 Paris tenues en d\u00e9cembre dernier, de concert avec les politiques sur le carbone annonc\u00e9 par le nouveau gouvernement f\u00e9d\u00e9ral lib\u00e9ral, le 22 novembre 2015, la premi\u00e8re ministre […]<\/p>\n","protected":false},"author":3,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"jetpack_post_was_ever_published":false,"_jetpack_newsletter_access":"","_jetpack_dont_email_post_to_subs":false,"_jetpack_newsletter_tier_id":0,"_jetpack_memberships_contains_paywalled_content":false,"_jetpack_memberships_contains_paid_content":false,"footnotes":""},"categories":[10],"tags":[],"coauthors":[101,102],"class_list":["post-1412","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-articles","volume-volume-4-issue-2-2016"],"acf":[],"yoast_head":"\n\n
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Production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n
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Transport et distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n
Annulation des accords d\u2019achat d\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n
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Conclusion<\/h2>\n
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