Les mandats relatifs \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable sont souvent accompagn\u00e9s de politiques de d\u00e9carbonisation ambitieuses comme le Climate Leadership Plan (plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership) de l\u2019Alberta. L\u2019exp\u00e9rience europ\u00e9enne montre que de tels mandats, qui incluent g\u00e9n\u00e9ralement des subventions accord\u00e9es aux \u00e9nergies renouvelables (avec des co\u00fbts marginaux \u00e0 court terme presque nuls), peuvent r\u00e9duire les taux d\u2019utilisation d\u2019installations classiques de production d\u2019\u00e9nergie thermique. Ce faisant, lorsque les taux d\u2019utilisation chutent, cela r\u00e9duit leur viabilit\u00e9 \u00e9conomique et les mesures visant \u00e0 stimuler l\u2019investissement en capacit\u00e9 thermale conventionnelle. Ces mesures r\u00e9duites d\u2019incitation \u00e0 l\u2019investissement cohabitent mal avec le fait qu\u2019une certaine capacit\u00e9 (peut-\u00eatre consid\u00e9rable) de production thermique sera toujours n\u00e9cessaire pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande\u00a0: le vent ne souffle pas toujours et le soleil ne brille pas toujours. Les prix et les profits r\u00e9duits \u00e0 l\u2019aube de l\u2019introduction d\u2019\u00e9nergies renouvelables pourraient \u00e9liminer une partie de cette capacit\u00e9 thermique du march\u00e9. Si, par cons\u00e9quent, la demande devient sup\u00e9rieure \u00e0 l\u2019offre, la th\u00e9orie \u00e9conomique sugg\u00e8re que les prix devraient augmenter de nouveau, entra\u00eenant ainsi l\u2019entr\u00e9e de la production thermique afin de r\u00e9pondre \u00e0 la demande. Toutefois, les ouvrages \u00e9conomiques ont relev\u00e9 de nombreux facteurs \u2013 surtout sous la forme d\u2019interventions r\u00e8glementaires et de restrictions technologiques \u2013 indiquant que les prix de gros dans nombre de march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 n\u2019enverraient pas toujours le signal ad\u00e9quat concernant la raret\u00e9 du produit. Les donn\u00e9es probantes disponibles laissent entendre que les \u00e9nergies renouvelables subventionn\u00e9es exacerberaient ce probl\u00e8me. La capacit\u00e9 ne pourrait pas toujours \u00eatre cr\u00e9\u00e9e au moment o\u00f9 l\u2019on en a besoin.<\/p>\n
Dans certains march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Europe et aux \u00c9tats-Unis, les organismes de r\u00e8glementation ont institu\u00e9 des march\u00e9s de capacit\u00e9 ou d\u2019autres m\u00e9canismes (y compris des m\u00e9canismes d\u2019injonction et de contr\u00f4le) qui paient explicitement les producteurs qui donnent acc\u00e8s \u00e0 la capacit\u00e9, ce qui tranche avec le march\u00e9 strictement \u00e9nerg\u00e9tique de l\u2019Alberta o\u00f9 les producteurs ne sont pay\u00e9s que pour la vente d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. L\u2019impact des \u00e9nergies renouvelables a contribu\u00e9 \u00e0 l\u2019inqui\u00e9tude croissante de l\u2019Europe concernant l\u2019investissement \u00e0 long terme dans la capacit\u00e9. L\u2019int\u00e9r\u00eat dans les m\u00e9canismes relatifs \u00e0 la capacit\u00e9 a augment\u00e9 de fa\u00e7on correspondante. Toutefois, les donn\u00e9es probantes selon quoi les m\u00e9canismes relatifs \u00e0 la capacit\u00e9 atteignent les r\u00e9sultats escompt\u00e9s ne sont pas claires.<\/p>\n
La n\u00e9cessit\u00e9 d\u2019offrir aux investisseurs dans la production thermique des prix plus \u00e9lev\u00e9s et plus s\u00fbrs en vue de compenser une utilisation r\u00e9duite et moins certaine (caus\u00e9e par les \u00e9nergies renouvelables) suscite davantage l\u2019int\u00e9r\u00eat dans les m\u00e9canismes relatifs \u00e0 la capacit\u00e9. Mais les donn\u00e9es probantes concernant le pays ayant le probl\u00e8me le plus marquant en mati\u00e8re de capacit\u00e9 \u2013 le Royaume-Uni \u2013 indiquent que les organismes de r\u00e8glementation continuent de trouver les prix \u00e9lev\u00e9s difficiles \u00e0 accepter et \u00e0 sanctionner. La r\u00e9ticence des organismes de r\u00e8glementation signifie que les m\u00e9canismes en mati\u00e8re de capacit\u00e9 pourraient ne pas atteindre les r\u00e9sultats escompt\u00e9s. Les investisseurs aux prises avec les bas prix actuels de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et le long pass\u00e9 d\u2019interventions r\u00e8glementaires visant \u00e0 prot\u00e9ger les consommateurs contre les flamb\u00e9es des prix \u2013 m\u00eame lorsque ces flamb\u00e9es ne sont pas attribuables \u00e0 l\u2019exercice d\u2019un pouvoir de march\u00e9 mais \u00e0 une raret\u00e9 authentique des ressources de production \u2013 pourraient bien se distancer de l\u2019investissement en production thermique additionnelle.<\/p>\n
Les \u00e9nergies renouvelables cr\u00e9eront-elles des probl\u00e8mes similaires dans les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta? Le fait de s\u2019assurer d\u2019une offre continue d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 m\u00eame lorsque la production \u00e9olienne (la source pr\u00e9dominante d\u2019\u00e9nergie renouvelable en Alberta) n\u2019est pas disponible signifie qu\u2019il faudra, \u00e0 l\u2019avenir, une aussi grande capacit\u00e9 thermique que celle d\u2019aujourd\u2019hui pour assurer la p\u00e9rennit\u00e9 du r\u00e9seau3<\/sup>. Le retrait des centrales au charbon signifie qu\u2019un important volume de la production au gaz (les turbines \u00e0 gaz \u00e0 cycle combin\u00e9 [TGCC] et installations de pointe) sera n\u00e9cessaire pour remplacer le charbon. Mais ces installations devront probablement recouvrer leurs co\u00fbts \u2013 y compris les \u00e9normes frais fixes \u2013 sur des heures moins nombreuses et plus incertaines d\u2019exploitation afin d\u2019en assurer la construction. Selon les plans actuels de l\u2019Alberta, il y aura une grande p\u00e9riode au cours de laquelle les volumes grandissants d\u2019\u00e9nergies renouvelables devront cohabiter avec une capacit\u00e9 r\u00e9siduelle consid\u00e9rable de production au charbon. Bien qu\u2019il ne semble pas y avoir de probl\u00e8me imm\u00e9diat d\u2019ad\u00e9quation, il y a toutefois un risque que les prix en baisse \u00e0 court terme compliquent l\u2019investissement dans la capacit\u00e9 requise \u00e0 moyen et \u00e0 long terme. Les investisseurs dans la production thermique devront \u00eatre confiants dans la remont\u00e9e des prix lorsque<\/em> la nouvelle capacit\u00e9 qu\u2019ils cr\u00e9ent arrivera sur le march\u00e9, et de fa\u00e7on suffisante pour compenser les heures moins nombreuses et plus incertaines d\u2019exploitation. Cette confiance est particuli\u00e8rement importante \u00e9tant donn\u00e9 que la passation de march\u00e9s \u00e0 terme n\u2019offre pas encore une protection suffisante contre les risques \u00e0 moyen et \u00e0 long terme li\u00e9s aux prix.<\/p>\n Cette confiance pourrait s\u2019estomper s\u2019il y a de l\u2019incertitude quant \u00e0 l\u2019\u00e9ch\u00e9ancier de retrait de la capacit\u00e9 relative au charbon ou s\u2019il y a de l\u2019incertitude quant au volume d\u2019\u00e9nergie renouvelable offert \u00e0 l\u2019avenir. Les mandats en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie renouvelable ont parfois \u00e9t\u00e9 r\u00e9vis\u00e9s et \u00e9largis en Europe; l\u2019anticipation de mesures similaires en Alberta pourrait envoyer le mauvais signal aux investisseurs concernant d\u2019\u00e9ventuels investissements. Une plus grande certitude \u00e0 l\u2019\u00e9gard du charbon et des volumes d\u2019\u00e9nergies renouvelables ult\u00e9rieurement aidera probablement l\u2019investissement dans la production thermique. L\u2019abandon du plafond tarifaire actuel afin que les prix puissent augmenter \u00e0 des niveaux compatibles aux estimations \u00e9conomiques de valeur de raret\u00e9 aux heures de pointe extr\u00eame pourrait \u00e9galement aider. Bien s\u00fbr, l\u2019Alberta pourrait instituer des ench\u00e8res de capacit\u00e9 ou d\u2019autres m\u00e9canismes faisant office de contrats effectifs entre l\u2019administrateur du r\u00e9seau et les producteurs, exclusivement pour la capacit\u00e9. Mais ces m\u00e9canismes n\u00e9cessiteront probablement d\u2019importants investissements institutionnels dans leur conception, exigeant une discipline et des engagements institutionnels consid\u00e9rables pour en assurer le bon fonctionnement; ce qui peut repr\u00e9senter un accroissement substantiel de la mesure dans laquelle les effets du march\u00e9 ne sont plus dict\u00e9s par le march\u00e9, mais par un ensemble d\u2019interventions administratives disparates.<\/p>\n La vague initiale de restructuration de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 la fin des ann\u00e9es 1990 et 2000 en Alberta et ailleurs a mis l\u2019accent sur les march\u00e9s et les incitations li\u00e9es aux march\u00e9s afin de faciliter le choix des consommateurs, l\u2019innovation et l\u2019efficacit\u00e9 par rapport au co\u00fbt. Les prix du march\u00e9 avaient pour but de donner le signal concernant la capacit\u00e9 ayant \u00e9t\u00e9 cr\u00e9\u00e9e, et quand. Les politiques relatives aux changements climatiques ne doivent pas modifier cela de fa\u00e7on fondamentale\u00a0: bon nombre d\u2019\u00e9conomistes pr\u00e9f\u00e9reraient laisser la tarification du carbone et l\u2019\u00e9change d\u2019\u00e9missions \u00e0 eux seuls mener aux niveaux de r\u00e9duction de carbone souhait\u00e9s. Mais les politiques en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie renouvelable, compatibles avec la r\u00e9duction du carbone mais avec des objectifs socio\u00e9conomiques de plus grande envergure4<\/sup>, sont ici pour y rester. \u00c9tant donn\u00e9 qu\u2019elles sont ax\u00e9es sur l\u2019atteinte d\u2019une cible de p\u00e9n\u00e9tration arbitraire pour les \u00e9nergies renouvelables et les subventions connexes, ces politiques ne sont donc pas intrins\u00e8quement compatibles avec le march\u00e9. Le march\u00e9 ne choisit plus ce qui se cr\u00e9e et quand. Il peut \u00eatre possible de concevoir des interventions menant \u00e0 des investissements ad\u00e9quats, mais il est peu probable que le march\u00e9 strictement \u00e9nerg\u00e9tique continue d\u2019\u00eatre essentiel \u00e0 l\u2019atteinte de ces investissements. En effet, si le processus est mal g\u00e9r\u00e9, les \u00e9nergies renouvelables pourraient mettre en pi\u00e8ces le march\u00e9 et, tout comme Humpty-Dumpty, il pourrait \u00eatre impossible de recoller les morceaux du march\u00e9.<\/p>\n Un examen pr\u00e9coce et d\u00e9taill\u00e9 de l\u2019impact des \u00e9nergies renouvelables sur l\u2019ad\u00e9quation et sur les incitations \u00e0 l\u2019investissement devrait \u00eatre un \u00e9l\u00e9ment important dans les efforts de l\u2019Alberta pour adapter son secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au Climate Leadership Plan. Nous esp\u00e9rons que la mise en \u00e9vidence de l\u2019exp\u00e9rience europ\u00e9enne facilitera ce processus.<\/p>\n Dans les march\u00e9s uniquement \u00e9nerg\u00e9tiques, comme celui de l\u2019Alberta5<\/sup>, les fournisseurs doivent faire suffisamment de profits pour couvrir les co\u00fbts fixes associ\u00e9s \u00e0 l\u2019offre d\u2019une capacit\u00e9 de production au moyen des prix auxquels ils font face dans le bassin de fournisseurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e96<\/sup>. Les march\u00e9s en temps r\u00e9el types utilisent un m\u00e9lange relativement homog\u00e8ne de ressources de production, avec des diff\u00e9rences importantes dans les co\u00fbts marginaux d\u2019exp\u00e9dition entre, disons, une centrale au charbon et une installation de pointe au gaz \u00e0 cycle unique. Cette homog\u00e9n\u00e9it\u00e9 des ressources g\u00e9n\u00e8re une courbe d\u2019offre \u00e0 pente positive pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, le prix d\u2019\u00e9quilibre \u00e9tabli par le co\u00fbt marginal de la derni\u00e8re unit\u00e9 exp\u00e9di\u00e9 lorsque la capacit\u00e9 est \u00e9quivalente ou sup\u00e9rieure \u00e0 la demande. Certains producteurs infra-marginaux gagnent des \u00ab\u00a0quasi-rentes\u00a0\u00bb7<\/sup> simplement parce qu\u2019ils re\u00e7oivent un prix d\u2019\u00e9quilibre qui d\u00e9passe leur propre co\u00fbt marginal. Au cours des heures de pointe, lorsque la demande se heurte aux contraintes de la capacit\u00e9, les prix devraient monter en fl\u00e8che. Comme la demande des march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est ou a \u00e9t\u00e9 jusqu\u2019ici relativement souple (comme les consommateurs finaux ne r\u00e9agissent pas ou ne peuvent pas r\u00e9agir aux prix en temps r\u00e9el), les prix devraient augmenter vers la \u00ab\u00a0valeur de la charge perdue\u00a0\u00bb (ce que les consommateurs voudraient payer pour \u00e9viter une compression des services). Bien que les profits des producteurs augmentent rapidement dans ces circonstances, les profits tir\u00e9s de ces \u00ab\u00a0heures de raret\u00e9\u00a0\u00bb peuvent \u00eatre essentiels \u00e0 la capacit\u00e9 des producteurs de recouvrer leurs co\u00fbts fixes et de s\u2019assurer un bon rendement du capital investi8<\/sup>, ce qui est probablement plus vrai pour les installations de production \u00e0 co\u00fbt \u00e9lev\u00e9 et interm\u00e9diaire qui ne sont en service que pour quelques heures chaque ann\u00e9e. Les \u00e9conomistes et d\u2019autres croient que des signaux robustes de tarification de la raret\u00e9 sont essentiels pour assurer un investissement \u00e0 long terme et, par cons\u00e9quent, une ad\u00e9quation de la production \u00e0 long terme.<\/p>\n Toutefois, bon nombre de march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Am\u00e9rique du Nord n\u2019ont pas laiss\u00e9 les forces du march\u00e9 enti\u00e8rement d\u00e9terminer le prix, aux heures de pointe. Par exemple, Hogan d\u00e9clare\u00a0:<\/p>\n \u00ab Le probl\u00e8me de l\u2019argent manquant survient lorsque les hausses occasionnelles du prix du march\u00e9 sont limit\u00e9es par des mesures administratives comme des plafonds d\u2019offre, des appels hors du march\u00e9 et d\u2019autres mesures non chiffr\u00e9es. En emp\u00eachant les prix d\u2019atteindre des niveaux \u00e9lev\u00e9s au cours de p\u00e9riodes de raret\u00e9 relative, ces mesures administratives r\u00e9duisent les paiements qui pourraient \u00eatre appliqu\u00e9s aux co\u00fbts fixes de fonctionnement des centrales de production existantes et aux co\u00fbts d\u2019investissement de nouvelles centrales9<\/sup> \u00bb.<\/p>\n L\u2019Alberta impose un plafond tarifaire pour les offres de 999,99\u00a0$ par MWh10<\/sup>, tout comme bon nombre d\u2019autres r\u00e9gions de l\u2019Am\u00e9rique du Nord. Joskow d\u00e9crit le plafond tarifaire type de 1000\u00a0$ par MWh utilis\u00e9 par bon nombre de r\u00e9gions des \u00c9tats-Unis comme \u00e9tant \u00ab\u00a0clairement en dessous de ce que serait le prix d\u2019\u00e9quilibre concurrentiel dans la majorit\u00e9 des conditions de raret\u00e911<\/sup>\u00a0\u00bb. Il d\u00e9crit \u00e9galement d\u2019autres aspects des march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qui cr\u00e9ent le probl\u00e8me d\u2019\u00ab\u00a0argent manquant\u00a0\u00bb \u2013 ce qu\u2019il d\u00e9crit comme des march\u00e9s de gros produisant des recettes totales qui sont trop basses pour soutenir l\u2019investissement dans un portefeuille efficace (du moindre co\u00fbt) de capacit\u00e9 de production\u00a0: par exemple, la demande qui ne r\u00e9pond pas aux prix en temps r\u00e9el, r\u00e9sultant de mesures prises par des organismes de r\u00e8glementation comme des obligations d\u2019\u00ab\u00a0offre obligatoire\u00a0\u00bb pour contr\u00f4ler les flamb\u00e9es de prix12<\/sup>; des appels \u00ab\u00a0hors du march\u00e9\u00a0\u00bb et des r\u00e9ductions de tension afin d\u2019\u00e9viter les pannes tournantes en p\u00e9riode de raret\u00e913<\/sup>.<\/p>\n De plus, en p\u00e9riode de demande de pointe du r\u00e9seau, avec peu de r\u00e9ponse sur le prix en temps r\u00e9el, les prix ne peuvent augmenter \u2013 comme l\u2019efficience \u00e9conomique le sugg\u00e8re \u2013 afin de refl\u00e9ter la volont\u00e9 des consommateurs de payer pour \u00e9viter une compression plut\u00f4t que le co\u00fbt marginal de la derni\u00e8re exp\u00e9dition du producteur14<\/sup>. Hogan d\u00e9crit cette facette des march\u00e9s classiques explicitement \u00e9nerg\u00e9tiques comme un plafond tarifaire de facto<\/em>15<\/sup>.<\/p>\n \u00c9nergies renouvelables<\/em><\/strong>\u00a0<\/em>: Effets d\u2019ordre de m\u00e9rite et de pouvoir de march\u00e9<\/strong><\/p>\n Les ouvrages \u00e9conomiques rel\u00e8vent deux effets th\u00e9oriques et mutuellement compensateurs de l\u2019introduction de grands volumes d\u2019\u00e9nergies renouvelables dans le m\u00e9lange de production\u00a0:<\/p>\n Un effet d\u2019ordre de m\u00e9rite qui fait baisser les prix<\/em>. Cet effet se produit lorsqu\u2019un grand volume d\u2019\u00e9nergies renouvelables \u00e0 co\u00fbts marginaux nuls est ajout\u00e9 aux sources d\u2019\u00e9nergie de base \u00e0 co\u00fbts marginaux faibles et \u00e0 co\u00fbts marginaux plus \u00e9lev\u00e9s, comme les TGCC et les installations de pointe \u00e0 cycle unique, ce qui a pour effet de d\u00e9caler la courbe d\u2019offre vers la droite et, ce faisant, de provoquer une baisse du prix d\u2019\u00e9quilibre pour tout niveau de demande que ce soit. En termes \u00e9conomiques, les \u00e9nergies renouvelables (sans le retrait d\u2019une autre capacit\u00e9 du march\u00e9) peuvent r\u00e9duire de fa\u00e7on consid\u00e9rable les quasi-rentes qui s\u2019offrent aux installations conventionnelles existantes. Cela risque d\u2019exacerber les probl\u00e8mes probablement inh\u00e9rents de tarification de la raret\u00e9 associ\u00e9s aux march\u00e9s actuels de l\u2019\u00e9lectricit\u00e916<\/sup>.<\/p>\n Un effet de pouvoir de march\u00e9 qui fait augmenter les prix. <\/em>Bon nombre de march\u00e9s de production sont, \u00e0 tout le moins, relativement concentr\u00e9s. Dans ces march\u00e9s concentr\u00e9s, si les propri\u00e9taires de productions thermiques classiques sont \u00e9galement diversifi\u00e9s en \u00e9nergies renouvelables, ceux-ci peuvent \u00eatre d\u2019autant plus motiv\u00e9s \u00e0 retenir l\u2019offre du march\u00e9 si ces \u00e9nergies renouvelables re\u00e7oivent des prix du march\u00e9<\/em>17<\/sup>. Chaque producteur est un monopoleur de sa propre courbe de demande \u00ab\u00a0r\u00e9siduelle\u00a0\u00bb et \u00e9changera des profits \u00e0 la hausse sur des unit\u00e9s infra-marginales contre des pertes de ventes d\u2019unit\u00e9s marginales. La r\u00e9tention (\u00e9conomique ou physique) de l\u2019offre d\u2019installations autrement \u00ab\u00a0l\u00e9gitimes\u00a0\u00bb m\u00e8ne \u00e0 une hausse du prix d\u2019\u00e9quilibre et, par cons\u00e9quent, \u00e0 des rentes plus \u00e9lev\u00e9es sur les installations infra-marginales, plus particuli\u00e8rement en ce qui concerne les \u00e9nergies renouvelables. Bien que les \u00e9nergies renouvelables aient des probl\u00e8mes d\u2019intermittence bien connus et que les march\u00e9s \u00e0 terme att\u00e9nuent th\u00e9oriquement les incitations \u00e0 exercer un pouvoir de march\u00e9, les ouvrages \u00e9conomiques montrent que les firmes diversifi\u00e9es sont encore plus motiv\u00e9es \u00e0 exercer un pouvoir de march\u00e9 lorsque des \u00e9nergies renouvelables sont introduites sur le march\u00e918<\/sup>.<\/p>\n Dans le contexte europ\u00e9en, la documentation empirique fait \u00e9tat sans ambigu\u00eft\u00e9 d\u2019un effet d\u2019ordre de m\u00e9rite dominant (ce que nous abordons dans la prochaine section). Cela peut \u00eatre li\u00e9 aux choix de bon nombre de pays (plus particuli\u00e8rement l\u2019Allemagne) d\u2019utiliser des tarifs de rachat garanti, o\u00f9 les paiements aux \u00e9nergies renouvelables ne sont pas li\u00e9s au prix du march\u00e9 pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. L\u2019exp\u00e9rience de l\u2019Europe avec le retrait pr\u00e9matur\u00e9 et de mise sous cocon des actifs soutient \u00e9galement l\u2019id\u00e9e d\u2019un probl\u00e8me d\u2019actifs d\u00e9laiss\u00e9s caus\u00e9 par la politique sur les \u00e9nergies renouvelables. L\u2019introduction d\u2019un grand volume d\u2019\u00e9nergies renouvelables a rendu certaines installations de production thermique existantes et m\u00eame toutes nouvelles non rentables.<\/p>\n M\u00eame si l\u2019effet de pouvoir de march\u00e9 annule enti\u00e8rement l\u2019effet d\u2019ordre de m\u00e9rite, l\u2019incitation accrue \u00e0 exercer un pouvoir de march\u00e9 n\u2019a pas un bon effet sur le march\u00e9. La tarification de la raret\u00e9 dans un march\u00e9 concurrentiel permet aux producteurs de gagner des quasi-rentes, mais d\u2019une mani\u00e8re compatible avec l\u2019allocation efficiente des ressources et l\u2019efficience dynamique. L\u2019exercice du pouvoir de march\u00e9 pr\u00e9serve les profits des producteurs, mais seulement aux d\u00e9pens de l\u2019allocation efficiente des ressources \u2013 un trop petit volume de production est fourni au march\u00e9. Qui plus est, il est susceptible de produire des inefficiences dynamiques. L\u2019\u00ab\u00a0\u00e9quivalent \u00e0 long terme\u00a0\u00bb de la retenue consiste tout simplement \u00e0 ne pas investir dans les types les plus souvent retenus de capacit\u00e9s de production (en supposant qu\u2019il y ait des obstacles importants \u00e0 une nouvelle entr\u00e9e dans la production). Il pourrait s\u2019agir de sources de production \u00e0 m\u00e9rite moyen, comme les TGCC.<\/p>\n La directive de 2008 de l\u2019UE sur l\u2019\u00e9nergie renouvelable liait les \u00c9tats membres \u00e0 des cibles nationales en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie renouvelable dans le contexte d\u2019un objectif \u00e0 l\u2019\u00e9chelle de l\u2019UE d\u2019atteindre une consommation d\u2019\u00e9nergie finale \u00e0 partir de sources renouvelables de 20 % d\u2019ici 202019<\/sup>. Des subventions g\u00e9n\u00e9reuses ont aid\u00e9 des pays \u00e0 faire d\u2019\u00e9normes progr\u00e8s vers l\u2019atteinte de ces cibles. Entre 2005\u00a0 et 2014, la part des \u00e9nergies renouvelables dans la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est pass\u00e9e d\u2019environ 15\u00a0% \u00e0 pr\u00e8s de 30\u00a0% (\u00e0 un taux de croissance annuel compos\u00e9 de 7\u00a0%). Dans les cinq plus grands march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Europe, la part des \u00e9nergies renouvelables dans l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 a augment\u00e9 de 10\u00a0% par ann\u00e9e au cours de la m\u00eame p\u00e9riode20<\/sup>. Bien que les progr\u00e8s au niveau des pays varient, l\u2019UE devrait atteindre la cible de \u00ab\u00a020\u00a0% d\u2019ici 2020\u00a0\u00bb. Une nouvelle cible de 27\u00a0% de la consommation d\u2019\u00e9nergie finale d\u2019ici 2030 a donc \u00e9t\u00e9 \u00e9tablie21<\/sup>.<\/p>\n Une documentation croissante fait \u00e9tat de deux effets majeurs de la production accrue d\u2019\u00e9nergie renouvelable sur les producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans certains pays\u00a0:<\/p>\n En 2014, la Commission europ\u00e9enne a \u00e9crit\u00a0:<\/p>\n \u00ab L\u2019augmentation des volumes d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produits \u00e0 partir d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et d\u2019\u00e9nergie solaire a \u00e9galement exerc\u00e9 une pression \u00e0 la baisse sur les prix de gros, en particulier dans les r\u00e9gions faisant massivement appel \u00e0 ces sources d\u2019\u00e9nergie renouvelables\u202622<\/sup>\u00a0 <\/sup>\u00bb.<\/p>\n Divers auteurs ont analys\u00e9 les donn\u00e9es ex post<\/em> sur les prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et la capacit\u00e9 d\u2019\u00e9nergie renouvelable dans divers pays avec des volumes importants L\u2019essor de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable a d\u00e9log\u00e9 la production \u00e0 combustible fossile. Compte tenu des prix relativement bon march\u00e9 du charbon (comparativement au gaz naturel) en Europe, la production de gaz naturel a subi le plus important d\u00e9logement, les producteurs au charbon \u00e9tant en mesure de prot\u00e9ger leur position dans l\u2019ordre de m\u00e9rite \u00e0 court terme. Traber & Kemfert et Van\u00a0den\u00a0Bergh & al estiment que le soutien financier pour une production d\u2019\u00e9nergie renouvelable pourrait \u00e9galement avoir att\u00e9nu\u00e9 les prix des \u00e9missions de l\u2019EU en r\u00e9duisant la demande pour la production de combustibles fossiles et, par cons\u00e9quent, r\u00e9duit la demande de cr\u00e9dits d\u2019\u00e9missions25<\/sup>. Comme nous l\u2019avons not\u00e9 plus t\u00f4t, une cons\u00e9quence ind\u00e9sirable est que des prix d\u2019\u00e9missions \u00e0 la baisse ont \u00e9galement b\u00e9n\u00e9fici\u00e9 de fa\u00e7on disproportionnelle \u00e0 la production au charbon par rapport \u00e0 la production au gaz dans l\u2019ordre de m\u00e9rite. Apr\u00e8s une longue p\u00e9riode de croissance, la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au moyen du gaz naturel a atteint un sommet en 2008 et est en baisse depuis26<\/sup>.<\/p>\n La chute des prix r\u00e9sultant de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable a contribu\u00e9, dans certains pays, au d\u00e9clin des quasi-rentes s\u2019offrant \u00e0 la production thermique. L\u2019association de l\u2019industrie, Eurelectric, a conclu que l\u2019incorporation d\u2019offres d\u2019\u00e9nergie renouvelable a r\u00e9duit les heures d\u2019exploitation et la rentabilit\u00e9 de la production thermique. Elle a \u00e9galement relev\u00e9 que la tarification de la raret\u00e9 dans les quelques heures d\u2019exploitation restantes \u00ab\u00a0n\u2019a g\u00e9n\u00e9ralement pas \u00e9t\u00e9 suffisante pour couvrir les co\u00fbts des centrales \u2018de pointe\u2019 (comme les TGCC)27<\/sup>\u00bb. Cela r\u00e9sulte de la marge accrue de l\u2019offre par rapport \u00e0 la demande qui a d\u00e9coul\u00e9 d\u2019une augmentation de l\u2019offre d\u2019\u00e9nergie renouvelable et d\u2019une r\u00e9duction contemporaine dans la demande par suite de la crise financi\u00e8re et de la r\u00e9cession cons\u00e9quente. En fait, l\u2019offre d\u2019\u00e9nergie renouvelable a fait augmenter la part de charge fournie par la centrale de base th\u00e9orique qui a contribu\u00e9 \u00e0 l\u2019\u00e9change plus concurrentiel des heures de pointe.<\/p>\n Le nombre plus restreint d\u2019heures rentables de production thermique, auquel les \u00e9nergies renouvelables (dans certains march\u00e9s) ont en partie contribu\u00e9 \u2013 et plus particuli\u00e8rement de production au gaz \u2013 a men\u00e9, il va de soi, \u00e0 la mise sous cocon et \u00e0 la fermeture de centrales. Caldecott et McDaniels28<\/sup> ont fait \u00e9tat de d\u00e9pr\u00e9ciations pour les actifs de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au gaz naturel pour six grandes installations de 6\u00a0milliards d\u2019euros. L\u2019IHS a estim\u00e9 que 21 GW de centrales \u00e9lectriques au gaz naturel avaient cess\u00e9 d\u2019\u00eatre produits entre 2008 et 2014.<\/p>\n Ces d\u00e9veloppements ont renforc\u00e9 ces pr\u00e9occupations \u2013 aussi soulev\u00e9es par Eurelectric \u2013 concernant les probl\u00e8mes croissants de capacit\u00e9 \u00e0 long terme\u00a0: les inqui\u00e9tudes de l\u2019UE \u00e0 savoir que l\u2019\u00e9conomie appauvrie de la production thermique actuelle donne peu d\u2019indication des besoins futurs en mati\u00e8re de capacit\u00e9 (UE 2014). Les longs d\u00e9lais d\u2019ex\u00e9cution d\u2019investissement dans le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 signifient que l\u2019\u00e9conomie de march\u00e9 d\u00e9prim\u00e9e et incertaine d\u2019aujourd\u2019hui en ce qui concerne la production thermique est en quelque sorte une incitation importante \u00e0 l\u2019investissement. L\u2019UE a \u00e9galement conclu que les plafonds tarifaires et autres mesures comme les r\u00e9serves de fonctionnement, la r\u00e9ponse \u00e0 la demande d\u2019urgence et les r\u00e9ductions de tension att\u00e9nuent les signaux concernant les prix pour les heures de raret\u00e9 qui auraient autrement pu signaler un besoin d\u2019investir dans la capacit\u00e9. La plupart des pays ne font pas face \u00e0 une p\u00e9nurie imminente de capacit\u00e9 (Angleterre non comprise). Mais le retrait prochain des installations vieillissantes de production au charbon et au nucl\u00e9aire pourrait changer la donne29<\/sup>.<\/p>\n Les pr\u00e9occupations croissantes concernant l\u2019ad\u00e9quation mentionn\u00e9es ci-dessus ont suscit\u00e9 un int\u00e9r\u00eat accru chez les responsables de l\u2019\u00e9laboration de politiques dans des m\u00e9canismes visant \u00e0 assurer une capacit\u00e9 de production ad\u00e9quate, plus particuli\u00e8rement en ce qui concerne les \u00ab\u00a0m\u00e9canismes de capacit\u00e9\u00a0\u00bb qui r\u00e9compensent les producteurs pour la capacit\u00e9 plut\u00f4t que pour l\u2019\u00e9nergie. Ces m\u00e9canismes ont d\u2019abord \u00e9t\u00e9 \u00e9tablis dans plusieurs march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 des \u00c9tats-Unis et de l\u2019Europe en r\u00e9ponse au probl\u00e8me d\u2019\u00ab\u00a0argent manquant\u00a0\u00bb.30<\/sup>\u00a0 L\u2019arriv\u00e9e d\u2019une importante capacit\u00e9 subventionn\u00e9e et hautement intermittente de production a \u00e9t\u00e9 l\u2019un des facteurs qui a grandement contribu\u00e9 \u00e0 l\u2019int\u00e9r\u00eat soutenu et \u00e0 l\u2019innovation dans les m\u00e9canismes de capacit\u00e9 en Europe au cours des derni\u00e8res ann\u00e9es.31<\/sup> En effet, les m\u00e9canismes de capacit\u00e9 sugg\u00e8rent que les prix du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ne seraient pas suffisants pour rassurer les investisseurs dans la production thermique, \u00e0 savoir que les prix de la capacit\u00e9 \u00e0 venir seront plus \u00e9lev\u00e9s afin de compenser l\u2019utilisation r\u00e9duite et l\u2019incertitude accrue caus\u00e9es par les \u00e9nergies renouvelables.<\/p>\n L\u2019\u00e9tude r\u00e9cente des m\u00e9canismes de capacit\u00e9 r\u00e9alis\u00e9e par la Commission europ\u00e9enne \u2013 suscit\u00e9e par la pr\u00e9pond\u00e9rance accrue de ces m\u00e9canismes32<\/sup> \u2013 a relev\u00e9 deux grands types de m\u00e9canismes de capacit\u00e9\u00a0: (a) cibl\u00e9s et (b) \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du march\u00e9. Dans le premier cas, les administrateurs de r\u00e9seaux d\u00e9terminent quel volume de capacit\u00e9 est requis en outre de ce que le march\u00e9 fournirait. Les exploitants de r\u00e9seaux paient ensuite pour des types particuliers de capacit\u00e9 (\u00e0 un prix d\u00e9termin\u00e9 au niveau administratif) ou enjoignent les soumissionnaires \u00e0 trouver la capacit\u00e9 requise. Autrement, les exploitants de r\u00e9seaux peuvent fournir la capacit\u00e9 au moyen d\u2019une ench\u00e8re centralis\u00e9e, ou ils peuvent exiger des fournisseurs ou des vendeurs au d\u00e9tail d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de conclure des contrats avec les producteurs pour combler la capacit\u00e9. Les exploitants de r\u00e9seaux peuvent \u00e9galement r\u00e9aliser des estimations de la capacit\u00e9 qui sera requise \u00e0 l\u2019avenir et payer des fournisseurs \u00e9ventuels de capacit\u00e9 en fonction de leurs estimations du co\u00fbt pour fournir la nouvelle capacit\u00e9. Ces divers m\u00e9canismes diff\u00e8rent substantiellement en fait de mesure dans laquelle ils repr\u00e9sentent un march\u00e9 r\u00e9el pour la capacit\u00e9 \u2013 en effet, certains de ceux-ci sont en quelque sorte de simples processus de \u00ab\u00a0commande et contr\u00f4le\u00a0\u00bb.<\/p>\n L\u2019exp\u00e9rience du Royaume-Uni constitue peut-\u00eatre le plus int\u00e9ressant d\u00e9veloppement dans les m\u00e9canismes de capacit\u00e9 europ\u00e9ens et des parall\u00e8les peuvent \u00eatre faits avec la situation de l\u2019Alberta. Le R.-U., peut-\u00eatre contrairement \u00e0 l\u2019Europe continentale, a besoin d\u2019une nouvelle capacit\u00e9, et ce dans le court \u00e0 moyen terme. Il s\u2019est engag\u00e9 \u00e0 \u00e9liminer compl\u00e8tement la production au charbon d\u2019ici 2025. Jusqu\u2019\u00e0 tout r\u00e9cemment, le charbon \u00e9tait responsable d\u2019environ 30 % de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 du R.-U. Certaines centrales fermeront au cours des prochaines ann\u00e9es. Pour le reste des centrales, cet engagement a \u00e9t\u00e9 pris sous la condition que de nouvelles centrales au gaz soient construites. Toutefois, le march\u00e9 strictement \u00e9nerg\u00e9tique de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et d\u2019autres mesures \u00e0 court terme utilis\u00e9es par les exploitants de r\u00e9seaux pour assurer la fiabilit\u00e9 de leurs r\u00e9seaux n\u2019incitent pas suffisamment \u00e0 l\u2019investissement dans une nouvelle capacit\u00e9 \u00e0 grande \u00e9chelle.<\/p>\n Le R.-U. a proc\u00e9d\u00e9 \u00e0 deux ench\u00e8res de capacit\u00e9 \u00e0 ce jour (en 2014 et en 2015) pour la capacit\u00e9 en 2018 et 2019 respectivement avec des contrats \u00e0 plus long terme \u00e9tant offerts pour une nouvelle production. Toutefois, les deux ench\u00e8res ont ferm\u00e9 \u00e0 des prix bien en dessous de ce qui est consid\u00e9r\u00e9 comme \u00e9tant n\u00e9cessaire pour construire une nouvelle TGCC. En fait, seulement deux TGCC, dont l\u2019une \u00e9tait d\u00e9j\u00e0 en construction, ont obtenu des contrats de capacit\u00e9 \u00e0 long terme33<\/sup>. Les seules autres centrales ont \u00e9t\u00e9 des centrales de pointe au diesel, ce qui n\u2019\u00e9tait pas le r\u00e9sultat souhait\u00e9 lorsque les ench\u00e8res ont \u00e9t\u00e9 con\u00e7ues.<\/p>\n Ce r\u00e9sultat t\u00e9moigne de l\u2019\u00e9quilibre qu\u2019a atteint entre le volume de capacit\u00e9 \u00e0 fournir et les pr\u00e9occupations dominantes concernant le co\u00fbt de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour les consommateurs. Il illustre \u00e9galement le fait qu\u2019un march\u00e9 de capacit\u00e9 apporte une autre s\u00e9rie d\u2019interventions non li\u00e9es au march\u00e9 qui pourraient ne pas offrir la nouvelle capacit\u00e9 requise, sans tenir compte d\u2019un important facteur de conception, au moindre co\u00fbt pour le consommateur. Si l\u2019introduction d\u2019un grand volume d\u2019\u00e9nergie renouvelable dans le march\u00e9 de l\u2019Alberta a le m\u00eame effet sur les incitations \u00e0 l\u2019investissement des producteurs thermiques, l\u2019institution d\u2019ench\u00e8res de capacit\u00e9 ou de march\u00e9 de capacit\u00e9 ne repr\u00e9sente pas une solution facile \u00e0 concevoir.<\/p>\n S\u2019il y a des le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019exp\u00e9rience de l\u2019Europe concernant les \u00e9nergies renouvelables, quelles sont ces le\u00e7ons et comment peuvent-elles guider les d\u00e9cideurs dans le d\u00e9veloppement du r\u00e9seau \u00e9lectrique de l\u2019Alberta?<\/p>\n De fa\u00e7on g\u00e9n\u00e9rale, les \u00e9conomistes semblent accepter que le choc de l\u2019offre positive d\u2019\u00e9nergies renouvelables aggrave le \u00ab\u00a0probl\u00e8me de l\u2019argent manquant\u00a0\u00bb. L\u2019exp\u00e9rience europ\u00e9enne d\u00e9montre effectivement qu\u2019il y a des prix \u00e0 la baisse et des pr\u00e9occupations croissantes en ce qui concerne la fa\u00e7on d\u2019assurer de fa\u00e7on efficace l\u2019ad\u00e9quation et la fiabilit\u00e9 \u00e0 long terme. Ces pr\u00e9occupations ont trait aux incitations des producteurs thermiques, peut-\u00eatre plus particuli\u00e8rement les centrales au gaz naturel, \u00e0 ajouter une capacit\u00e9 sur une p\u00e9riode pluriannuelle. En Europe, les producteurs ont r\u00e9pondu \u00e0 un choc d\u2019offre assist\u00e9e par les \u00e9nergies renouvelables (cr\u00e9ant une offre temporaire exc\u00e9dentaire) en rationnalisant les installations au gaz et des investissements dans le gaz. Mis \u00e0 part la politique pr\u00e9f\u00e9rant le gaz au charbon, cette rationalisation \u00e0 court terme ne cr\u00e9e pas de probl\u00e8me d\u2019un point de vue d\u2019ad\u00e9quation \u00e0 court terme. Toutefois, l\u2019inqui\u00e9tude de l\u2019Europe est que les investisseurs pourraient poursuivre la rationalisation tant qu\u2019ils penseront le maintien \u00e0 la baisse des prix.<\/p>\n Comme le pr\u00e9cise le r\u00e9cent Document de travail des services de la Commission europ\u00e9enne, il est difficile de faire correspondre les investissements dans la capacit\u00e9 avec les p\u00e9nuries ou les surplus r\u00e9els dans les march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie. Il se peut que les producteurs ne r\u00e9pondent pas aux p\u00e9nuries jusqu\u2019\u00e0 ce qu\u2019elles deviennent apparentes, et de mani\u00e8re cruciale, jusqu\u2019\u00e0 ce qu\u2019elles se refl\u00e8tent dans les prix r\u00e9els des march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie34<\/sup>. Aujourd\u2019hui, les prix \u00e0 la baisse r\u00e9sultant des \u00e9nergies renouvelables pourraient, par cons\u00e9quent, comprendre des attentes de prix plus bas pour plus longtemps (que ce qui pourrait \u00eatre raisonnablement envisag\u00e9). Cela pourrait att\u00e9nuer les intentions d\u2019investissement dans la production thermique, plus particuli\u00e8rement si les investisseurs sont d\u00e9j\u00e0 tourment\u00e9s par leur exp\u00e9rience du changement de r\u00e9gime qu\u2019ont provoqu\u00e9 les \u00e9nergies renouvelables. Les \u00e9nergies renouvelables ajoutent \u00e9galement une incertitude de plus au processus d\u00e9cisionnel en mati\u00e8re d\u2019investissement, surtout si les cibles et les m\u00e9canismes d\u2019acquisition pour l\u2019\u00e9nergie renouvelable sont constamment r\u00e9vis\u00e9s. Ces effets sont d\u2019autant plus prononc\u00e9s parce que les march\u00e9s \u00e0 terme d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sont insuffisamment liquides pour assurer la gestion de contrats pour d\u2019importants volumes de livraison \u00e0 long terme.<\/p>\n Il y a des diff\u00e9rences \u00e9videntes entre l\u2019Alberta et l\u2019Europe\u00a0: une pr\u00e9f\u00e9rence pour les investissements dans le charbon plut\u00f4t que le gaz est un probl\u00e8me qui ne surviendra pas en Alberta. Mais il va sans dire que les \u00e9nergies renouvelables rendront l\u2019investissement dans les ressources thermiques moins attrayant simplement en raison des heures d\u2019exploitation moins nombreuses et plus incertaines pour les producteurs thermiques. Les investissements opportuns et ad\u00e9quats dans ces installations d\u00e9pendront de la confiance des investisseurs dans le fait que les prix finiront par monter, et plus important encore qu\u2019on les laissera monter au besoin. La pouss\u00e9e de l\u2019Europe pour les \u00e9nergies renouvelables a largement \u00e9t\u00e9 \u00e9labor\u00e9e sans \u00e9gard aux incitations dans le march\u00e9 restructur\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Par cons\u00e9quent, les pays europ\u00e9ens ont d\u00fb s\u2019adapter et mettre en place ou am\u00e9liorer des institutions comme des march\u00e9s de la capacit\u00e9 en vue de faire face aux cons\u00e9quences. Les r\u00e9sultats de cette improvisation institutionnelle continue ne sont pas bien connus. Toutefois, l\u2019Alberta a l\u2019occasion d\u2019examiner le r\u00f4le des facteurs li\u00e9s aux politiques qui pourraient faciliter l\u2019investissement dans le contexte du march\u00e9 strictement \u00e9nerg\u00e9tique. Nous proposons trois consid\u00e9rations, selon l\u2019exp\u00e9rience de l\u2019Europe et les ouvrages \u00e9conomiques, qui pourraient \u00eatre pertinentes pour la transition de l\u2019Alberta (que l’AESO a maintenant commenc\u00e9 \u00e0 pr\u00e9ciser). Ces consid\u00e9rations sont formul\u00e9es dans l\u2019optique d\u2019un march\u00e9 strictement \u00e9nerg\u00e9tique. Bien s\u00fbr, il y a d\u2019autres r\u00e9ponses strat\u00e9giques comme les march\u00e9s de capacit\u00e9 et leur conception, mais celles-ci vont bien plus loin que les consid\u00e9rations que nous d\u00e9crivons ci-dessous.<\/p>\n Consid\u00e9ration 1\u00a0<\/em>: Coordination entre les engagements de quantit\u00e9 pour les \u00e9nergies renouvelables et le charbon<\/strong><\/p>\n L\u2019absence d\u2019un m\u00e9canisme europ\u00e9en capable d\u2019assurer la coordination entre l\u2019introduction des \u00e9nergies renouvelables et le retrait de certaines charges de base classiques explique en partie la r\u00e9duction des quasi-rentes disponibles et les incitations d\u2019investissement r\u00e9duites.<\/p>\n Le retrait de centrales au charbon et leur remplacement (en partie) par la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable que propose l\u2019Alberta pourrait b\u00e9n\u00e9ficier d\u2019une coordination consciencieuse. L\u2019Alberta pourrait \u00e9tablir un calendrier d\u00e9crivant quel volume d\u2019\u00e9nergies renouvelables sera fourni et quand. Plus les attentes des investisseurs sont stables concernant le volume d\u2019\u00e9nergies renouvelables et le moment o\u00f9 il sera fourni, plus il est facile de pr\u00e9voir les prix \u00e0 venir et d\u2019adapter les d\u00e9cisions d\u2019investissement en cons\u00e9quence. Bien s\u00fbr, pour \u00eatre efficaces, de tels engagements devraient \u00eatre cr\u00e9dibles. Par exemple, il faudra r\u00e9sister \u00e0 la tentation de r\u00e9viser trop souvent les cibles en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie renouvelable.35<\/sup><\/p>\n Un bon niveau de certitude et d\u2019engagement quant au moment o\u00f9 les retraits de la charge de base se feront am\u00e9liore, dans une certaine mesure, la capacit\u00e9 des joueurs dans le march\u00e9 \u00e0 anticiper les prix \u00e0 venir et la disponibilit\u00e9 de la capacit\u00e9. L\u2019engagement de retirer la capacit\u00e9 de charbon promptement, mais de fa\u00e7on coordonn\u00e9e, compensera certains des effets de choc d\u2019approvisionnement possibles de l\u2019introduction d\u2019\u00e9nergies renouvelables dans le march\u00e9 de l\u2019Alberta. En termes pratiques, compte tenu de ce qui a d\u00e9j\u00e0 \u00e9t\u00e9 propos\u00e9, il faudrait donc s\u2019en tenir \u00e0 la date limite de 2030 pour l\u2019\u00e9limination graduelle du charbon. Un processus impr\u00e9visible et chaotique minera la confiance des investisseurs \u2013 c\u2019est peut-\u00eatre le danger auquel l\u2019Alberta fera face si les investisseurs per\u00e7oivent le d\u00e9roulement des AAE courants comme \u00e9tant chaotiques et sujets \u00e0 l\u2019incertitude politique.36 <\/sup>Une transition structur\u00e9e devrait \u00eatre r\u00e9alisable \u00e0 travers le processus p\u00e9riodique de vente aux ench\u00e8res d’\u00e9nergies renouvelables tel que l’avait envisag\u00e9 l’AESO.<\/p>\n Consid\u00e9ration 2\u00a0<\/em>: Repenser les plafonds tarifaires<\/strong><\/p>\n Si la question des incitations \u00e0 l\u2019investissement fait surface, l\u2019Alberta pourrait envisager de revoir le plafond tarifaire actuel vers un niveau qui correspondrait davantage aux estimations de la valeur de charge perdue (VCP). Compte tenu de la possibilit\u00e9 qu\u2019il y ait moins d\u2019heures de raret\u00e9 en raison d\u2019une production accrue d\u2019\u00e9nergies renouvelables, il sera plus important de permettre au prix du march\u00e9 d\u2019effectivement fixer le prix de cette raret\u00e9. M\u00eame si les prix n\u2019atteindront de tels niveaux que pendant quelques heures \u00e0 quelques ann\u00e9es d\u2019intervalle, les profits de ces heures de raret\u00e9 pourraient \u00eatre tr\u00e8s importants pour soutenir la capacit\u00e9 de pointe requise au cours d\u2019heures de raret\u00e9, tout en augmentant les quasi-rentes pour la capacit\u00e9 \u00e0 co\u00fbt faible et interm\u00e9diaire.<\/p>\n L\u2019Alberta pourrait aussi permettre \u00e0 la r\u00e9ponse \u00e0 la demande de participer \u00e0 tout m\u00e9canisme futur en mati\u00e8re de capacit\u00e9 comme l\u2019a fait le R.-U., mais la capacit\u00e9 de la r\u00e9ponse \u00e0 la demande d\u2019agir comme participant efficace d\u00e9pend de progr\u00e8s techniques grandement d\u00e9termin\u00e9s \u00e0 l\u2019ext\u00e9rieur du contr\u00f4le de l\u2019Alberta. De plus, une r\u00e9ponse \u00e0 la demande qui n\u2019est pas rattach\u00e9e \u00e0 des exigences de rendement rigoureuses apportera peu \u00e0 la fiabilit\u00e9, tout en att\u00e9nuant les signaux donn\u00e9s par les prix pour la production thermique.<\/p>\n Consid<\/strong>\u00e9<\/strong>ration 3<\/strong>\u00a0<\/em>: R<\/strong>\u00f4le des prix du march\u00e9<\/strong> dans les ench\u00e8res d\u2019\u00e9nergies renouvelables<\/strong><\/p>\n La conception de toute ench\u00e8re d\u2019\u00e9nergies renouvelables devrait peut-\u00eatre \u00e9galement tenir compte de la question \u00e0 savoir si les paiements aux fournisseurs d\u2019\u00e9nergies renouvelables doivent ou ne doivent pas \u00eatre li\u00e9s au prix du march\u00e9. Une pression croissante se fait sentir en Europe pour que la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable soit expos\u00e9e aux forces du march\u00e9 afin de r\u00e9duire le co\u00fbt des subventions et assurer la transition de ces technologies vers le march\u00e9. Toutefois, les ouvrages r\u00e9cents sugg\u00e8rent la possibilit\u00e9 qu\u2019au cours des heures lorsque les \u00e9nergies renouvelables produisent, les facteurs qui incitent les diff\u00e9rents\u00a0 producteurs \u00e0 exercer un pouvoir de march\u00e9 augmentent. L\u2019incitation \u00e0 la retenue survient lorsque la capacit\u00e9 des diff\u00e9rents producteurs de gagner des marges sup\u00e9rieures sur leur capacit\u00e9 infra-marginale d\u2019\u00e9nergies renouvelables lorsqu\u2019ils pratiquent la retenue.<\/p>\n Bien que cela m\u00e8ne au r\u00e9tablissement des prix et \u00e0 l\u2019att\u00e9nuation de l\u2019effet d\u2019ordre de m\u00e9rite, le tout est inefficace et requiert l\u2019utilisation du pouvoir de march\u00e9. Si l\u2019ampleur de cette inefficacit\u00e9 est grande relativement aux avantages lorsque les prix des \u00e9nergies renouvelables sont li\u00e9s aux prix du march\u00e9, la conception de l\u2019ench\u00e8re peut donc \u00eatre modifi\u00e9e de fa\u00e7on \u00e0 ce que les soumissionnaires se fondent sur leurs co\u00fbts et non la diff\u00e9rence entre leurs co\u00fbts et leurs attentes quant aux prix futurs du march\u00e9. En tout \u00e9tat de cause, les attentes de tout participant au march\u00e9 quant aux prix futurs du march\u00e9 d\u00e9pendront de l\u2019ensemble des volumes d\u2019\u00e9nergies renouvelables qui devraient \u00eatre fournis dans les ann\u00e9es \u00e0 venir ainsi que de la r\u00e9ponse strat\u00e9gique des propri\u00e9taires de productions thermiques \u00e0 l\u2019introduction des \u00e9nergies renouvelables. Il va sans dire que ce calcul est difficile \u00e0 faire, m\u00eame si l\u2019engagement \u00e0 certifier les volumes concernant les \u00e9nergies renouvelables pouvait le rendre un peu plus facile37<\/sup>. De plus, les attentes de prix toujours \u00e0 la baisse donneraient lieu \u00e0 des soumissions de subvention \u00e9lev\u00e9es et, par cons\u00e9quent, annuleraient tout avantage d\u00e9coulant du lien entre les subventions demand\u00e9es et les prix du march\u00e9.<\/p>\n L\u2019Alberta pourrait envisager des mod\u00e8les comme ceux du R.-U. dans lesquels une ench\u00e8re est tenue pour d\u00e9terminer le soutien des prix qui sera garanti aux producteurs retenus sur une p\u00e9riode fixe. Cependant ceux-ci sont structur\u00e9s comme des \u00e9changes fixe-variable. Lorsque les prix du march\u00e9 montent, le niveau de subvention diminue, laissant l\u2019ensemble du soutien au producteur inchang\u00e9.<\/p>\n Finalement, les r\u00e9cents d\u00e9veloppements politiques aux \u00c9tats-Unis cr\u00e9ent des doutes sur la capacit\u00e9 des gouvernements f\u00e9d\u00e9ral et provinciaux canadiens de respecter les initiatives d’att\u00e9nuation des changements climatiques d\u00e9j\u00e0 annonc\u00e9es. Cela rend l’approche structur\u00e9e, expos\u00e9e ci-haut, plus pertinente au processus de conception.<\/p>\n <\/p>\n \u00ab Le d\u00e9ploiement \u00e0 grande \u00e9chelle des \u00e9nergies renouvelables, conjugu\u00e9 \u00e0 une baisse globale de la demande et \u00e0 une diminution du co\u00fbt des carburants fossiles, a infl\u00e9chi la rentabilit\u00e9 des producteurs conventionnels et r\u00e9duit les incitations \u00e0 maintenir les centrales \u00e9lectriques existantes ou \u00e0 investir dans de nouvelles. Dans de nombreux \u00c9tats membres, cette \u00e9volution s\u2019est accompagn\u00e9e de pr\u00e9occupations croissantes concernant la s\u00e9curit\u00e9 de l\u2019approvisionnement. Les \u00c9tats membres s\u2019inqui\u00e8tent du fait que le march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 n\u2019\u00e9met pas les signaux d\u2019investissement n\u00e9cessaires pour garantir une combinaison de modes de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 capable de satisfaire \u00e0 la demande \u00e0 tout moment\u2026 Certains \u00c9tats membres ont r\u00e9agi en adoptant des mesures destin\u00e9es \u00e0 soutenir les investissements r\u00e9alis\u00e9s dans les capacit\u00e9s suppl\u00e9mentaires qu\u2019ils jugent n\u00e9cessaires pour garantir un niveau de s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement acceptable. Ces m\u00e9canismes de capacit\u00e9 r\u00e9mun\u00e8rent les fournisseurs de capacit\u00e9s existantes et\/ou nouvelles qui mettent ces derni\u00e8res \u00e0 disposition. \u00bb<\/p>\n<\/li>\n <\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":" Les mandats relatifs \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable sont souvent accompagn\u00e9s de politiques de d\u00e9carbonisation ambitieuses comme le Climate Leadership Plan (plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership) de l\u2019Alberta. L\u2019exp\u00e9rience europ\u00e9enne montre que de tels mandats, qui […]<\/p>\n","protected":false},"author":8,"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":true,"_jetpack_newsletter_tier_id":0,"_jetpack_memberships_contains_paywalled_content":false,"_jetpack_memberships_contains_paid_content":false,"footnotes":""},"categories":[10],"tags":[],"coauthors":[124,125,53],"class_list":["post-1576","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-articles","volume-volume-4-issue-4-2016"],"acf":[],"yoast_head":"\nArgent manquant et tarification de la raret\u00e9<\/h2>\n
L\u2019exp\u00e9rience de l\u2019Europe<\/strong><\/h1>\n
\n
\nde production d\u2019\u00e9nergie renouvelable avec des conclusions similaires quant \u00e0 la direction de l\u2019effet23<\/sup>. Ils ont constat\u00e9 une corr\u00e9lation accrue entre la disponibilit\u00e9 de la production \u00e9olienne et des prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et ainsi confirm\u00e9 le premier effet d\u2019ordre de m\u00e9rite et que cela a (toute autre chose \u00e9tant \u00e9gale) r\u00e9duit les prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Il est difficile de comparer ces \u00e9tudes (en raison de diff\u00e9rences dans leurs m\u00e9thodologies), mais les effets estim\u00e9s, tels qu\u2019ils ont \u00e9t\u00e9 mesur\u00e9s, dans certains march\u00e9s (o\u00f9 la p\u00e9n\u00e9tration de l\u2019\u00e9nergie renouvelable est \u00e9lev\u00e9e comme en Espagne et en Allemagne) ont \u00e9t\u00e9 tr\u00e8s significatifs24<\/sup>.<\/p>\nR\u00e9ponses strat\u00e9giques\u00a0: M\u00e9canismes de capacit\u00e9 et march\u00e9s de capacit\u00e9<\/h2>\n
L\u2019Alberta a-t-elle des le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019exp\u00e9rience europ\u00e9enne?<\/h1>\n
\n
\npeuvent offrir aux consommateurs des contrats qui pr\u00e9cisent les conditions dans lesquelles ils peuvent \u00eatre rationn\u00e9s. Dans le pass\u00e9, du moins, la technologie de comptage en temps r\u00e9el n\u2019existait pas pour satisfaire \u00e0 ces conditions.<\/li>\n
![http:\/\/ec.europa.eu\/eurostat\/statistics-explained\/index.php\/File:Gross_electricity_generation_by_fuel,_GWh,_EU-28,_1990-2013.png<\/a>>.<\/li>\nEurelectric, \u00ab\u00a0RES Integration and Market Design: Are Capacity Remunerations Mechanisms Needed to Ensure Adequacy\u00a0\u00bb (2011) \u00e0 la p 4.<\/li>\nBen Caldecott & Jeremy McDaniels, \u00ab\u00a0Stranded generation assets: Implications for European capacity mechanisms, energy markets and climate policy\u00a0\u00bb (2014) Smith School of Enterprise and the Environment Working Paper, en ligne : <http:\/\/www.smithschool.ox.ac.uk\/research-programmes\/stranded-assets\/Stranded%20Generation%20Assets%20-%20Working%20Paper%20-%20Final%20Version.pdf<\/a>>.<\/li>\nBon nombre de centrales nucl\u00e9aires en Europe auront plus de 30 ans d\u2019ici 2020, alors que certains pays comme les Pays-Bas et le R.-U. ont \u00e9tabli des mandats explicites de retrait du charbon.<\/li>\nLes ouvrages \u00e9conomiques font \u00e9tat de plusieurs autres solutions possibles au d\u00e9fi de la tarification de la raret\u00e9 que posent les MSE. Parmi celles-ci, on retrouve (a) l\u2019assouplissement ou l\u2019abolition des plafonds tarifaires impos\u00e9s sur le plan administratif, (b) l\u2019autorisation de la hausse des prix plafonds lorsque des ressources hors du march\u00e9 sont utilis\u00e9es pour la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, (c) l\u2019am\u00e9lioration des m\u00e9canismes de r\u00e9ponse \u00e0 la demande dans le march\u00e9. Une autre approche serait d\u2019\u00e9tablir un march\u00e9 pour les r\u00e9serves de fonctionnement.<\/li>\nCommission europ\u00e9enne, Interim Report on the Sector Inquiry on Capacity Mechanisms: Commission Staff Working Document<\/em>, Bruxelles, 13 avril, 2016, aux p\u00a0 4, 12, 30 et nn 23, 36. Ces extraits soulignent la croyance selon quoi les \u00e9nergies renouvelables aggravent le probl\u00e8me d\u2019argent manquant.<\/li>\nLes m\u00e9canismes de capacit\u00e9 soul\u00e8vent des pr\u00e9occupations quant au soi-disant \u00ab\u00a0appui \u00e9tatique\u00a0\u00bb, qui a \u00e9t\u00e9 la raison imm\u00e9diate pour l\u2019enqu\u00eate de la Commission. Toutefois, le Document de travail des services de la Commission, supra <\/em>note 31, d\u00e9crit les causes \u00e9conomiques profondes \u00e0 la p 4\u00a0:\n\u00ab Le d\u00e9ploiement \u00e0 grande \u00e9chelle des \u00e9nergies renouvelables, conjugu\u00e9 \u00e0 une baisse globale de la demande et \u00e0 une diminution du co\u00fbt des carburants fossiles, a infl\u00e9chi la rentabilit\u00e9 des producteurs conventionnels et r\u00e9duit les incitations \u00e0 maintenir les centrales \u00e9lectriques existantes ou \u00e0 investir dans de nouvelles. Dans de nombreux \u00c9tats membres, cette \u00e9volution s\u2019est accompagn\u00e9e de pr\u00e9occupations croissantes concernant la s\u00e9curit\u00e9 de l\u2019approvisionnement. Les \u00c9tats membres s\u2019inqui\u00e8tent du fait que le march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 n\u2019\u00e9met pas les signaux d\u2019investissement n\u00e9cessaires pour garantir une combinaison de modes de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 capable de satisfaire \u00e0 la demande \u00e0 tout moment\u2026 Certains \u00c9tats membres ont r\u00e9agi en adoptant des mesures destin\u00e9es \u00e0 soutenir les investissements r\u00e9alis\u00e9s dans les capacit\u00e9s suppl\u00e9mentaires qu\u2019ils jugent n\u00e9cessaires pour garantir un niveau de s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement acceptable. Ces m\u00e9canismes de capacit\u00e9 r\u00e9mun\u00e8rent les fournisseurs de capacit\u00e9s existantes et\/ou nouvelles qui mettent ces derni\u00e8res \u00e0 disposition. \u00bb<\/p>\n<\/li>\nICIS, \u00ab\u00a0UK CCGT developers keep faith with capacity market\u00a0\u00bb (2016), en ligne: ICIS <http:\/\/www.icis.com\/resources\/news\/2016\/04\/22\/9990602\/uk-ccgt-developers-keep-faith-with-capacity-market\/<\/a>>.<\/li>\nLe Document de travail des services de la Commission europ\u00e9enne souligne, supra <\/em>note 31 \u00e0 la p 25, que les attentes concernant les prix futurs \u00e9taient plus importantes pour les d\u00e9cisions d\u2019investissement que les prix courants. Dans bon nombre d\u2019autres march\u00e9s de produits de base, les march\u00e9s \u00e0 terme bien d\u00e9velopp\u00e9s offrent une compensation pour l\u2019incertitude inh\u00e9rente dans les attentes concernant la tarification \u00e0 long terme. Le document des services de la Commission mentionne \u00e9galement (n 37, citant De\u00a0Vries) que, compte tenu de l\u2019incertitude concernant les prix futurs, les d\u00e9cisions d\u2019investissement pourraient \u00eatre retard\u00e9es de fa\u00e7on \u00e0 entra\u00eener d\u2019importantes p\u00e9riodes de p\u00e9nuries r\u00e9elles. Le document de la CE fait donc \u00e9tat de deux possibilit\u00e9s distinctes mais interd\u00e9pendantes. Premi\u00e8rement, il y a le probl\u00e8me \u00e0 savoir que le rajustement d\u2019un \u00e9quilibre \u00e0 un autre n\u2019est pas sans frictions. Contrairement \u00e0 d\u2019autres industries de produits de base \u00e0 longs cycles \u2013 comme les sables bitumineux \u2013 il y a un int\u00e9r\u00eat strat\u00e9gique probant \u00e0 \u00e9viter un d\u00e9s\u00e9quilibre pouvant mener \u00e0 de r\u00e9elles p\u00e9nuries d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. C\u2019est pourquoi, \u00e0 tout le moins, les politiques qui contribuent \u00e0 l\u2019incertitude et cr\u00e9ent, par cons\u00e9quent, des frictions dans le processus de rajustement devraient \u00eatre \u00e9vit\u00e9es. Deuxi\u00e8mement, il y a le probl\u00e8me selon lequel les niveaux d\u2019investissement dans l\u2019\u00e9quilibre pourraient \u00eatre inefficaces. M\u00eame si les organismes de r\u00e8glementation \u00e9vitent une raret\u00e9 physique r\u00e9elle, peuvent-ils le faire de la mani\u00e8re efficiente (la moins co\u00fbteuse)?<\/li>\nCela peut laisser entendre que le processus des \u00e9nergies renouvelables devrait \u00eatre r\u00e9gi par une agence qui n\u2019est aucunement motiv\u00e9e, d\u2019une mani\u00e8re ou d\u2019une autre, par l\u2019atteinte d\u2019une plus grande p\u00e9n\u00e9tration des \u00e9nergies renouvelables.<\/li>\nLa perspective \u00e0 long terme de 2016 de l\u2019AESO (Alberta) \u00e9tablit effectivement un calendrier pr\u00e9sum\u00e9 de retrait pour le charbon ainsi que des suppositions de suppl\u00e9ments de capacit\u00e9 \u00e9olienne ult\u00e9rieurement. AESO, AESO Long-Term Outlook<\/em> (2016), en ligne: AESO <https:\/\/www.aeso.ca\/grid\/forecasting\/<\/a>>.<\/li>\nDe plus, les attentes de prix toujours \u00e0 la baisse donneraient lieu \u00e0 des soumissions de subvention \u00e9lev\u00e9es et, par cons\u00e9quent, annuleraient tout avantage pour le gouvernement d\u00e9coulant du lien entre les subventions demand\u00e9es et les prix du march\u00e9.<\/li>\n<\/ol>\n<\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Les mandats relatifs \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable sont souvent accompagn\u00e9s de politiques de d\u00e9carbonisation ambitieuses comme le Climate Leadership Plan (plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership) de l\u2019Alberta. L\u2019exp\u00e9rience europ\u00e9enne montre que de tels mandats, qui […]<\/p>\n","protected":false},"author":8,"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":true,"_jetpack_newsletter_tier_id":0,"_jetpack_memberships_contains_paywalled_content":false,"_jetpack_memberships_contains_paid_content":false,"footnotes":""},"categories":[10],"tags":[],"coauthors":[124,125,53],"class_list":["post-1576","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-articles","volume-volume-4-issue-4-2016"],"acf":[],"yoast_head":"\nLes \u00e9nergies renouvelables et les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta\u00a0: le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019Europe - Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie<\/title>\n<meta name=\"robots\" content=\"index, follow, max-snippet:-1, max-image-preview:large, max-video-preview:-1\" \/>\n<link rel=\"canonical\" href=\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings\" \/>\n<meta property=\"og:locale\" content=\"fr_FR\" \/>\n<meta property=\"og:type\" content=\"article\" \/>\n<meta property=\"og:title\" content=\"[:en]Renewables And Alberta\u2019s Electricity Markets: Some European Learnings[:fr]Les \u00e9nergies renouvelables et les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta\u00a0: le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019Europe[:] - Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie\" \/>\n<meta property=\"og:description\" content=\"Les mandats relatifs \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable sont souvent accompagn\u00e9s de politiques de d\u00e9carbonisation ambitieuses comme le Climate Leadership Plan (plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership) de l\u2019Alberta. L\u2019exp\u00e9rience europ\u00e9enne montre que de tels mandats, qui […]\" \/>\n<meta property=\"og:url\" content=\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings\" \/>\n<meta property=\"og:site_name\" content=\"Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie\" \/>\n<meta property=\"article:published_time\" content=\"2016-11-23T18:54:36+00:00\" \/>\n<meta property=\"article:modified_time\" content=\"2022-06-24T15:28:40+00:00\" \/>\n<meta name=\"author\" content=\"Kalyan Dasgupta, Simon Ede, Dr. Leonard Waverman\" \/>\n<meta name=\"twitter:card\" content=\"summary_large_image\" \/>\n<meta name=\"twitter:label1\" content=\"\u00c9crit par\" \/>\n\t<meta name=\"twitter:data1\" content=\"cga editor\" \/>\n\t<meta name=\"twitter:label2\" content=\"Dur\u00e9e de lecture estim\u00e9e\" \/>\n\t<meta name=\"twitter:data2\" content=\"81 minutes\" \/>\n\t<meta name=\"twitter:label3\" content=\"Written by\" \/>\n\t<meta name=\"twitter:data3\" content=\"Kalyan Dasgupta, Simon Ede, Dr. Leonard Waverman\" \/>\n<script type=\"application\/ld+json\" class=\"yoast-schema-graph\">{\"@context\":\"https:\/\/schema.org\",\"@graph\":[{\"@type\":\"Article\",\"@id\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings#article\",\"isPartOf\":{\"@id\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings\"},\"author\":{\"name\":\"cga editor\",\"@id\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#\/schema\/person\/f35f105b643543fc3a0ffee1ab430821\"},\"headline\":\"Les \u00e9nergies renouvelables et les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta\u00a0: le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019Europe\",\"datePublished\":\"2016-11-23T18:54:36+00:00\",\"dateModified\":\"2022-06-24T15:28:40+00:00\",\"mainEntityOfPage\":{\"@id\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings\"},\"wordCount\":16148,\"commentCount\":0,\"articleSection\":[\"Articles\"],\"inLanguage\":\"fr-FR\",\"potentialAction\":[{\"@type\":\"CommentAction\",\"name\":\"Comment\",\"target\":[\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings#respond\"]}]},{\"@type\":\"WebPage\",\"@id\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings\",\"url\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings\",\"name\":\"[:en]Renewables And Alberta\u2019s Electricity Markets: Some European Learnings[:fr]Les \u00e9nergies renouvelables et les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta\u00a0: le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019Europe[:] - Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie\",\"isPartOf\":{\"@id\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#website\"},\"datePublished\":\"2016-11-23T18:54:36+00:00\",\"dateModified\":\"2022-06-24T15:28:40+00:00\",\"author\":{\"@id\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#\/schema\/person\/f35f105b643543fc3a0ffee1ab430821\"},\"breadcrumb\":{\"@id\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings#breadcrumb\"},\"inLanguage\":\"fr-FR\",\"potentialAction\":[{\"@type\":\"ReadAction\",\"target\":[\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings\"]}]},{\"@type\":\"BreadcrumbList\",\"@id\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings#breadcrumb\",\"itemListElement\":[{\"@type\":\"ListItem\",\"position\":1,\"name\":\"Home\",\"item\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/\"},{\"@type\":\"ListItem\",\"position\":2,\"name\":\"[:en]Renewables And Alberta\u2019s Electricity Markets: Some European Learnings[:fr]Les \u00e9nergies renouvelables et les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta\u00a0: le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019Europe[:]\"}]},{\"@type\":\"WebSite\",\"@id\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#website\",\"url\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/\",\"name\":\"Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie\",\"description\":\"Un forum pour discuter et d\u00e9battre des questions touchant les industries r\u00e8glement\u00e9es du secteur de l\u2019\u00e9nergie.\",\"potentialAction\":[{\"@type\":\"SearchAction\",\"target\":{\"@type\":\"EntryPoint\",\"urlTemplate\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/?s={search_term_string}\"},\"query-input\":{\"@type\":\"PropertyValueSpecification\",\"valueRequired\":true,\"valueName\":\"search_term_string\"}}],\"inLanguage\":\"fr-FR\"},{\"@type\":\"Person\",\"@id\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#\/schema\/person\/f35f105b643543fc3a0ffee1ab430821\",\"name\":\"cga editor\",\"url\":\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/author\/cga-editor\"}]}<\/script>\n<!-- \/ Yoast SEO plugin. -->","yoast_head_json":{"title":"[:en]Renewables And Alberta\u2019s Electricity Markets: Some European Learnings[:fr]Les \u00e9nergies renouvelables et les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta\u00a0: le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019Europe[:] - Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie","robots":{"index":"index","follow":"follow","max-snippet":"max-snippet:-1","max-image-preview":"max-image-preview:large","max-video-preview":"max-video-preview:-1"},"canonical":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings","og_locale":"fr_FR","og_type":"article","og_title":"[:en]Renewables And Alberta\u2019s Electricity Markets: Some European Learnings[:fr]Les \u00e9nergies renouvelables et les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta\u00a0: le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019Europe[:] - Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie","og_description":"Les mandats relatifs \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable sont souvent accompagn\u00e9s de politiques de d\u00e9carbonisation ambitieuses comme le Climate Leadership Plan (plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership) de l\u2019Alberta. L\u2019exp\u00e9rience europ\u00e9enne montre que de tels mandats, qui […]","og_url":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings","og_site_name":"Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie","article_published_time":"2016-11-23T18:54:36+00:00","article_modified_time":"2022-06-24T15:28:40+00:00","author":"Kalyan Dasgupta, Simon Ede, Dr. Leonard Waverman","twitter_card":"summary_large_image","twitter_misc":{"\u00c9crit par":"cga editor","Dur\u00e9e de lecture estim\u00e9e":"81 minutes","Written by":"Kalyan Dasgupta, Simon Ede, Dr. Leonard Waverman"},"schema":{"@context":"https:\/\/schema.org","@graph":[{"@type":"Article","@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings#article","isPartOf":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings"},"author":{"name":"cga editor","@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#\/schema\/person\/f35f105b643543fc3a0ffee1ab430821"},"headline":"Les \u00e9nergies renouvelables et les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta\u00a0: le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019Europe","datePublished":"2016-11-23T18:54:36+00:00","dateModified":"2022-06-24T15:28:40+00:00","mainEntityOfPage":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings"},"wordCount":16148,"commentCount":0,"articleSection":["Articles"],"inLanguage":"fr-FR","potentialAction":[{"@type":"CommentAction","name":"Comment","target":["https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings#respond"]}]},{"@type":"WebPage","@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings","url":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings","name":"[:en]Renewables And Alberta\u2019s Electricity Markets: Some European Learnings[:fr]Les \u00e9nergies renouvelables et les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta\u00a0: le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019Europe[:] - Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie","isPartOf":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#website"},"datePublished":"2016-11-23T18:54:36+00:00","dateModified":"2022-06-24T15:28:40+00:00","author":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#\/schema\/person\/f35f105b643543fc3a0ffee1ab430821"},"breadcrumb":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings#breadcrumb"},"inLanguage":"fr-FR","potentialAction":[{"@type":"ReadAction","target":["https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings"]}]},{"@type":"BreadcrumbList","@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/renewables-and-albertas-electricity-markets-some-european-learnings#breadcrumb","itemListElement":[{"@type":"ListItem","position":1,"name":"Home","item":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/"},{"@type":"ListItem","position":2,"name":"[:en]Renewables And Alberta\u2019s Electricity Markets: Some European Learnings[:fr]Les \u00e9nergies renouvelables et les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta\u00a0: le\u00e7ons \u00e0 tirer de l\u2019Europe[:]"}]},{"@type":"WebSite","@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#website","url":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/","name":"Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie","description":"Un forum pour discuter et d\u00e9battre des questions touchant les industries r\u00e8glement\u00e9es du secteur de l\u2019\u00e9nergie.","potentialAction":[{"@type":"SearchAction","target":{"@type":"EntryPoint","urlTemplate":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/?s={search_term_string}"},"query-input":{"@type":"PropertyValueSpecification","valueRequired":true,"valueName":"search_term_string"}}],"inLanguage":"fr-FR"},{"@type":"Person","@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#\/schema\/person\/f35f105b643543fc3a0ffee1ab430821","name":"cga editor","url":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/author\/cga-editor"}]}},"jetpack_featured_media_url":"","jetpack_sharing_enabled":true,"jetpack_shortlink":"https:\/\/wp.me\/p4ekrL-pq","_links":{"self":[{"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/1576","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/users\/8"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=1576"}],"version-history":[{"count":11,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/1576\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":3486,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/1576\/revisions\/3486"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=1576"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=1576"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=1576"},{"taxonomy":"author","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/coauthors?post=1576"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}](\"http:\/\/ec.europa.eu\/eurostat\/statistics-explained\/index.php\/File:Gross_electricity_generation_by_fuel,_GWh,_EU-28,_1990-2013.png\"){kind=link}