{"id":1769,"date":"2017-06-16T14:02:59","date_gmt":"2017-06-16T14:02:59","guid":{"rendered":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/?p=1769"},"modified":"2022-06-24T15:26:39","modified_gmt":"2022-06-24T15:26:39","slug":"albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments","title":{"rendered":"Le march\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta en pleine \u00e9volution \u2013 Le point sur les r\u00e9cents changements et d\u00e9veloppements"},"content":{"rendered":"<p>En 2016, un certain nombre de d\u00e9veloppements cl\u00e9s ont eu une incidence directe sur le secteur de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Alberta. La plupart de ces d\u00e9veloppements se sont produits par suite de la mise en \u0153uvre du <em>Climate Leadership Plan<\/em><sup>1<\/sup> (plan de lutte contre les changements climatiques ax\u00e9 sur le leadership, ou \u00ab\u00a0Climate Plan\u00a0\u00bb) par le gouvernement de l\u2019Alberta (la \u00ab\u00a0province\u00a0\u00bb). Le Climate Plan a d\u2019abord \u00e9t\u00e9 annonc\u00e9 en novembre 2015 et, entre autres choses, il promettait un prix du carbone \u00e0 l\u2019\u00e9chelle de l\u2019\u00e9conomie et un plafond \u00e9tabli par la loi d\u2019\u00e9missions pour les sables bitumineux.<\/p>\n<p>Pour le secteur de l\u2019\u00e9nergie, l\u2019objectif principal \u00e9tabli dans le Climate Plan est l\u2019\u00e9limination progressive des \u00e9missions de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du charbon d\u2019ici 2030. Les deux tiers de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 existante produite \u00e0 partir du charbon devraient \u00eatre remplac\u00e9s par de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 provenant de sources renouvelables et l\u2019autre tiers par le gaz naturel. Jusqu\u2019ici, la province a pris diff\u00e9rentes mesures en vue d\u2019atteindre ces objectifs. Notamment, le 23 novembre 2016, la province a annonc\u00e9 la restructuration du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta, le faisant passer d\u2019un r\u00e9gime totalement d\u00e9r\u00e8glement\u00e9 \u00e0 un syst\u00e8me hybride comportant des m\u00e9canismes de paiement ax\u00e9s sur la capacit\u00e9<sup>2<\/sup>.<\/p>\n<p>Le pr\u00e9sent article offre un aper\u00e7u de haut niveau des r\u00e9cents d\u00e9veloppements en Alberta, y compris un r\u00e9sum\u00e9 des initiatives d\u00e9coulant du Climate Plan, suivi d\u2019un expos\u00e9 plus d\u00e9taill\u00e9 de l\u2019initiative de l\u2019Alberta Electric System Operator (AESO) pour l\u2019\u00e9laboration d\u2019un nouveau march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ax\u00e9 sur la capacit\u00e9.<\/p>\n<p><strong>1. Portrait du march\u00e9 actuel<\/strong><\/p>\n<p>L\u2019Alberta est l\u2019un des rares territoires de comp\u00e9tence dans le monde \u00e0 \u00eatre dot\u00e9 d\u2019un march\u00e9 qui rel\u00e8ve exclusivement de l\u2019\u00e9nergie. Cela signifie que les producteurs d\u2019\u00e9nergie ne recouvrent que le prix de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Les investisseurs ne peuvent donc recouvrer le capital investi que s\u2019ils peuvent optimiser les heures \u00e0 prix \u00e9lev\u00e9 et, par cons\u00e9quent, le r\u00e9seau exclusivement \u00e9nerg\u00e9tique est sujet \u00e0 une instabilit\u00e9 de l\u2019approvisionnement et ne favoriserait pas l\u2019investissement dans les installations de production et, plus particuli\u00e8rement, dans les sources d\u2019\u00e9nergie renouvelable.<\/p>\n<p>Voici des statistiques importantes sur le march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta\u00a0:<sup>3<\/sup><\/p>\n<ul>\n<li>Environ 39\u00a0% de la capacit\u00e9 de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 install\u00e9e de l\u2019Alberta provient du charbon, pr\u00e8s de 44\u00a0% provient du gaz naturel, 9\u00a0% de l\u2019\u00e9olien et le reste de la capacit\u00e9 provient de l\u2019eau, de la biomasse et de la chaleur r\u00e9siduelle.<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"padding-left: 30px;\"><em>Voir la figure 1 ci-dessous.<\/em><\/p>\n<p style=\"padding-left: 30px;\"><strong>Figure 1<\/strong><\/p>\n<p style=\"padding-left: 30px;\"><a href=\"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Pie-chart.png\"><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignnone size-full wp-image-1770\" src=\"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Pie-chart.png\" alt=\"pie-chart\" width=\"737\" height=\"297\" srcset=\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Pie-chart.png 737w, https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Pie-chart-300x121.png 300w, https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Pie-chart-136x55.png 136w\" sizes=\"auto, (max-width: 737px) 100vw, 737px\" \/><\/a><\/p>\n<p style=\"padding-left: 30px;\">Source\u00a0: AESO, <em>Electricity in Alberta<\/em>, en date d\u2019ao\u00fbt 2016.<\/p>\n<ul>\n<li>Les changements illustr\u00e9s ci-dessous devraient se produire dans la capacit\u00e9 de production future de l\u2019Alberta selon l\u2019estimation de l\u2019AESO en mai 2016 fond\u00e9e sur les changements de fond anticip\u00e9s<sup>4<\/sup>. Bien que ces estimations soient fond\u00e9es sur une capacit\u00e9 renouvelable install\u00e9e et hypoth\u00e9tique de 4\u00a0200 m\u00e9gawatts (MW), la province a par la suite annonc\u00e9 un objectif de 5\u00a0000 MW pour ses projets d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne, solaire et hydro\u00e9lectrique d\u2019ici 2030.<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"padding-left: 30px;\"><em>Voir la figure 2 ci-dessous.<\/em><\/p>\n<p style=\"padding-left: 30px;\"><strong>Figure 2<\/strong><\/p>\n<p style=\"padding-left: 30px;\"><a href=\"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-1.png\"><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignnone size-full wp-image-1771\" src=\"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-1.png\" alt=\"table-1\" width=\"1003\" height=\"407\" srcset=\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-1.png 1003w, https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-1-300x122.png 300w, https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-1-768x312.png 768w, https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-1-136x55.png 136w\" sizes=\"auto, (max-width: 1003px) 100vw, 1003px\" \/><\/a><\/p>\n<p style=\"padding-left: 30px;\">Source\u00a0: <em>AESO 2016 Long-term Outlook<\/em>, en date de mai 2016.<\/p>\n<p><strong>2. Le Climate Plan<\/strong><\/p>\n<p>Comme il est indiqu\u00e9 ci-dessus, pour le secteur de l\u2019\u00e9nergie, le Climate Plan vise \u00e0 remplacer deux tiers de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 existante provenant du charbon par de l\u2019\u00e9nergie renouvelable et un tiers par le gaz naturel. Pour atteindre ces objectifs, la province a pris diff\u00e9rentes mesures, y compris\u00a0:<\/p>\n<p><strong>L\u2019\u00e9limination progressive des \u00e9missions de charbon d\u2019ici 2030\u00a0: <\/strong>Le but du Climate Plan est de remplacer ces unit\u00e9s par une production aux deux tiers d\u2019\u00e9nergie renouvelable et d\u2019un tiers provenant du gaz naturel. La province a incorpor\u00e9 son objectif de \u00ab\u00a030 d\u2019ici 30\u00a0\u00bb dans la <em>Renewable Electricity Act<\/em><sup>5<\/sup>, qui a \u00e9t\u00e9 d\u00e9pos\u00e9e en novembre 2016. Le 24 novembre 2016, l\u2019Alberta a annonc\u00e9 sa d\u00e9cision de verser des paiements de transition \u00e0 la TransAlta Corporation, la Capital Power Corporation et ATCO Ltd., dans le cadre du processus d\u2019\u00e9limination progressive des \u00e9missions de charbon le ou avant le 31 d\u00e9cembre 2030. En vertu du plan propos\u00e9, ces trois entreprises devraient recevoir des paiements annuels totalisant 1,1\u00a0milliard de dollars de 2016 \u00e0 2030. La province a annonc\u00e9 que les montants pour ces paiements ne proviendront pas des tarifs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 impos\u00e9s aux consommateurs, mais plut\u00f4t des montants pr\u00e9lev\u00e9s par l\u2019Alberta pour les \u00e9missions industrielles de carbone.<\/p>\n<p><strong>Programme d\u2019\u00e9nergie renouvelable\u00a0: <\/strong>La <em>Renewable Electricity Act<\/em> habilite \u00e9galement l\u2019AESO \u00e0 administrer un processus d\u2019appel \u00e0 la concurrence pour son programme d\u2019\u00e9nergie renouvelable (PER). Dans le cadre du PER, les soumissionnaires retenus doivent conclure une entente de soutien \u00e0 l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable (ESER) avec l\u2019AESO, qui leur offrira un cr\u00e9dit d\u2019\u00e9nergie renouvelable index\u00e9 de 20 ans, dont la structure s\u2019apparenterait \u00e0 un contrat sur diff\u00e9rence, afin de couvrir toute diff\u00e9rence entre le prix de la soumission du participant pour le projet et le prix courant de l\u2019\u00e9nergie sur le march\u00e9. L\u2019AESO a officiellement lanc\u00e9 le premier tour d\u2019appel \u00e0 la concurrence (<sup>1er <\/sup>tour) du PER le 31 mars 2017, avec une demande d\u2019expression d\u2019int\u00e9r\u00eat (DEI)<sup>6<\/sup>. En plus de poursuivre ses consultations et ses s\u00e9ances d\u2019information des parties int\u00e9ress\u00e9es, l\u2019AESO a publi\u00e9 une \u00e9bauche r\u00e9vis\u00e9e de l\u2019ESER et fourni les dates cl\u00e9s pour le 1er tour du PER. L\u2019ESER dans sa forme compl\u00e8te devrait \u00eatre remise aux soumissionnaires de projets au cours de l\u2019\u00e9tape de la demande de qualification.<\/p>\n<p><em>Voir la figure 3 ci-dessous.<\/em><\/p>\n<p><strong>Figure 3<\/strong><\/p>\n<p><a href=\"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-2.png\"><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignnone size-full wp-image-1772\" src=\"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-2.png\" alt=\"table-2\" width=\"853\" height=\"312\" srcset=\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-2.png 853w, https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-2-300x110.png 300w, https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-2-768x281.png 768w, https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Table-2-150x55.png 150w\" sizes=\"auto, (max-width: 853px) 100vw, 853px\" \/><\/a><\/p>\n<p>Source\u00a0: AESO, <em>Request for Expressions of Interest for the First Renewable\u00a0<\/em><em>Electricity Program Competition REP Round 1<\/em>, Section 2.1, p 4.<\/p>\n<p><strong>Prix du carbone \u00e0 l\u2019\u00e9chelle de l\u2019\u00e9conomie\u00a0: <\/strong>Les changements au <em>Specified Gas Emitters Regulation<\/em><sup>7<\/sup> (r\u00e8glement sur les \u00e9metteurs de gaz d\u00e9sign\u00e9s \u2013 <em>SGER<\/em>) en 2015 ont grandement fait augmenter le co\u00fbt des \u00e9missions pour les grands \u00e9metteurs industriels (ceux qui \u00e9mettent 100\u00a0000 tonnes ou plus de gaz \u00e0 effet de serre). Ces installations sont sujettes aux co\u00fbts suivants de conformit\u00e9 en vertu du <em>SGER<\/em>\u00a0:<\/p>\n<table>\n<tbody>\n<tr>\n<td>Objectifs de r\u00e9duction de l\u2019intensit\u00e9 des \u00e9missions de sites particuliers\u00a0:<\/td>\n<td>Paiements d\u2019\u00e9missions pour chaque tonne d\u00e9passant les objectifs de r\u00e9duction des installations\u00a0:<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td>12\u00a0% en 2015<\/td>\n<td>15\u00a0$ en 2015<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td>15\u00a0% en 2016<\/td>\n<td>20\u00a0$ en 2016<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td>20\u00a0% en 2017<\/td>\n<td>30\u00a0$ en 2017<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<p><sup>\u00a0<\/sup><\/p>\n<p>La province a \u00e9galement introduit un <em>Carbon Competitiveness Regulation<\/em> (r\u00e8glement sur la comp\u00e9titivit\u00e9 du carbone)<sup>8<\/sup>, dans lequel les cr\u00e9dits d\u2019intensit\u00e9 des \u00e9missions sont fond\u00e9s sur une comparaison avec le producteur d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du gaz naturel le plus efficace.<\/p>\n<p><strong>Pr\u00e9l\u00e8vement sur le carbone \u00e0 l\u2019\u00e9chelle de la province\u00a0: <\/strong>Le 1er janvier 2017, en vertu de la <em>Climate Leadership Act<\/em>, la province a impos\u00e9 un pr\u00e9l\u00e8vement sur le carbone \u00e0 l\u2019\u00e9chelle de la province, en vue de permettre qu\u2019un pr\u00e9l\u00e8vement sur le carbone impos\u00e9 aux consommateurs de combustibles soit r\u00e9alis\u00e9 au moyen d\u2019une s\u00e9rie d\u2019obligations de paiement et de remise s\u2019appliquant aux personnes comprises dans les cha\u00eenes d\u2019approvisionnement en combustible<sup>9<\/sup>. Les pr\u00e9l\u00e8vements sur le carbone sont impos\u00e9s au niveau de diverses op\u00e9rations \u00e9num\u00e9r\u00e9es au sein de la cha\u00eene de valeur du combustible. Les recettes provenant du pr\u00e9l\u00e8vement sur le carbone seront utilis\u00e9es\u00a0: (i) pour contribuer aux initiatives visant \u00e0 r\u00e9duire les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre, ou de fa\u00e7on plus g\u00e9n\u00e9rale, \u00e0 accro\u00eetre la capacit\u00e9 de l\u2019Alberta \u00e0 s\u2019adapter aux changements climatiques ou (ii) pour financer des remises ou des ajustements aux pr\u00e9l\u00e8vements. Par cons\u00e9quent, les recettes provenant de la tarification du carbone seront r\u00e9investies en Alberta dans la recherche et la technologie en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie propre, l\u2019infrastructure verte et l\u2019aide au financement du PER de l\u2019AESO. La province a annonc\u00e9 que la taxe sur le carbone sera \u00e9galement utilis\u00e9e pour un \u00ab\u00a0fond d\u2019ajustement\u00a0\u00bb en vue d\u2019aider des personnes et des familles \u00e0 s\u2019ajuster au pr\u00e9l\u00e8vement et d\u2019aider les petites entreprises, les Premi\u00e8res Nations et les personnes qui travaillent dans l\u2019industrie du charbon.<\/p>\n<p><strong>Plafond \u00e9tabli par la loi d\u2019\u00e9missions des sables bitumineux\u00a0: <\/strong>Le secteur des sables bitumineux produit environ un quart des \u00e9missions annuelles de l\u2019Alberta et un pr\u00e9l\u00e8vement est actuellement impos\u00e9 \u00e0 ces installations en fonction des \u00e9missions historiques de chaque installation en vertu du <em>SGER<\/em>. Le 14 d\u00e9cembre 2016, la nouvelle <em>Oil Sands Emissions Limit Act<\/em><sup>10<\/sup> est entr\u00e9e en vigueur. Cette loi impose un plafond d\u2019\u00e9missions \u00e0 la production des sables bitumineux de 100\u00a0m\u00e9gatonnes. La loi envisage \u00e9galement certaines exceptions relativement aux \u00e9missions de production combin\u00e9e, \u00e0 l\u2019am\u00e9lioration des \u00e9missions, et de possibles exemptions discr\u00e9tionnaires par r\u00e8glement (susceptibles de favoriser de nouveaux d\u00e9veloppements technologiques). Bien que la loi m\u00eame soit entr\u00e9e en vigueur, son r\u00e8glement n\u2019a pas encore \u00e9t\u00e9 \u00e9labor\u00e9 et devra \u00e9tablir toute la port\u00e9e et l\u2019application de cette nouvelle loi.<\/p>\n<p><strong>Plan de r\u00e9duction des \u00e9missions de m\u00e9thane\u00a0: <\/strong>L\u2019Alberta a l\u2019intention de r\u00e9duire les \u00e9missions de m\u00e9thane de 45\u00a0% par rapport aux niveaux de 2014 d\u2019ici 2025<sup>11<\/sup>. La plus importante source d\u2019\u00e9missions de m\u00e9thane de la province est son industrie du p\u00e9trole et du gaz (provenant de la dispersion, des \u00e9missions fugitives de la pneumatique au gaz naturel, des fuites et du torchage). L\u2019ancienne Climate Change and Emissions Management Corporation, maintenant connue sous le nom d\u2019Emissions Reduction Alberta (ERA), a affect\u00e9 un total de 40\u00a0millions de dollars au d\u00e9veloppement des technologies visant \u00e0 r\u00e9duire les \u00e9missions de m\u00e9thane en Alberta, offrant ainsi aux soumissionnaires retenus un maximum de 5\u00a0millions de dollars<sup>12<\/sup>. Les propositions de projets \u00e9taient attendues le 30 mars 2017, et ERA devrait faire conna\u00eetre sa d\u00e9cision en juin 2017<sup>13<\/sup>.<\/p>\n<p><strong>3. Le march\u00e9 de capacit\u00e9 de l\u2019Alberta<\/strong><\/p>\n<p>Au cours des 14 prochaines ann\u00e9es, la province a estim\u00e9 qu\u2019il lui faudra un nouvel investissement allant jusqu\u2019\u00e0 25\u00a0milliards de dollars dans la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 afin de r\u00e9pondre, en partie, \u00e0 ses besoins croissants en \u00e9lectricit\u00e9, de mettre en \u0153uvre son plan d\u2019\u00e9limination progressive de la production au charbon et d\u2019atteindre une capacit\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable de 30\u00a0% d\u2019ici 2030<sup>14<\/sup>.<\/p>\n<p>Par cons\u00e9quent, les investisseurs actuels et \u00e9ventuels dans l\u2019\u00e9nergie ainsi que l\u2019AESO ont recommand\u00e9 que l\u2019Alberta passe \u00e0 un r\u00e9gime de march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie ax\u00e9 sur la capacit\u00e9, ce qui devrait favoriser la stabilit\u00e9 des prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et de l\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9, de m\u00eame que l\u2019investissement dans l\u2019\u00e9nergie. Cette recommandation se retrouve dans le rapport de l\u2019AESO intitul\u00e9 <em>Alberta Wholesale Electricity Market Transition Recommendation<\/em><sup>15<\/sup> (<em>\u00ab\u00a0<\/em>Capacity Report de l\u2019AESO<em>\u00a0\u00bb<\/em>).<\/p>\n<p>Dans le cadre du plan de march\u00e9 propos\u00e9, l\u2019Alberta incorporera des m\u00e9canismes pour indemniser les producteurs d\u2019\u00e9nergie pour leur capacit\u00e9 de production. Le march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta comprendra donc trois march\u00e9s distincts\u00a0: (i) un march\u00e9 pour l\u2019\u00e9nergie; (ii) le march\u00e9 de services compl\u00e9mentaires et (iii) un march\u00e9 pour la capacit\u00e9, dans lequel les producteurs accepteront d\u2019avoir la disponibilit\u00e9 pour fournir de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en cas de besoin. Chacun de ces march\u00e9s produit des flux de rentr\u00e9es distincts\u00a0: (i) les paiements d\u2019\u00e9nergie, qui sont pay\u00e9s au producteur pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qui est achet\u00e9e, et (ii) les paiements de capacit\u00e9, qui sont pay\u00e9s au producteur pour assurer la disponibilit\u00e9 de sa capacit\u00e9 de production sur demande.<\/p>\n<p><strong>a. Pourquoi la transition \u00e0 un march\u00e9 de capacit\u00e9?<\/strong><\/p>\n<p>Dans une lettre dat\u00e9e du 10 janvier 2017<sup>16<\/sup>, Alberta Energy a demand\u00e9 que l\u2019AESO dirige la conception technique du march\u00e9 de capacit\u00e9, y compris une \u00e9valuation de l\u2019AESO lui-m\u00eame afin de d\u00e9terminer les changements \u00e0 apporter aux march\u00e9s des produits de l\u2019\u00e9nergie et des services compl\u00e9mentaires et d\u2019assurer la fiabilit\u00e9 du syst\u00e8me<sup>17<\/sup>.<\/p>\n<p>Dans le Capacity Report de l\u2019AESO, ce dernier a conclu que le maintien du statu quo (c.-\u00e0-d. aucun changement aux r\u00e8gles du march\u00e9 actuel, qui rel\u00e8ve exclusivement de l\u2019\u00e9nergie) n\u2019attirera pas un montant suffisant d\u2019investissement dans une production garantie et acheminable pour assurer un approvisionnement ad\u00e9quat pendant la transition de l\u2019Alberta du charbon vers une production renouvelable<sup>18<\/sup>. Pour en arriver \u00e0 sa recommandation en faveur d\u2019un march\u00e9 de capacit\u00e9, l\u2019AESO a analys\u00e9, en tenant compte des r\u00e9sultats escompt\u00e9s de la province, les solutions de rechange pour rem\u00e9dier \u00e0 cette lacune. \u00c0 un niveau \u00e9lev\u00e9, les r\u00e9sultats escompt\u00e9s d\u2019Alberta Energy et de l\u2019AESO sont les suivants\u00a0:<\/p>\n<ul>\n<li>Un<strong><em> syst\u00e8me fiable et r\u00e9silient<\/em><\/strong> (c.-\u00e0-d. compatibilit\u00e9 avec la gestion de l\u2019\u00e9limination progressive du charbon, compatibilit\u00e9 avec un nombre accru d\u2019interconnexions, int\u00e9gration de la production renouvelable et des nouvelles technologies, variabilit\u00e9 de la marge de r\u00e9serve et ad\u00e9quation suffisante de l\u2019approvisionnement);<\/li>\n<li><strong><em>Performance environnementale<\/em><\/strong> (c.-\u00e0-d. compatibilit\u00e9 avec le PER, r\u00e9silience du march\u00e9 \u00e0 la politique environnementale, compatibilit\u00e9 avec une production combin\u00e9e accrue, efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique, micro-production et production d\u00e9centralis\u00e9e, prix du carbone et expansion future de l\u2019\u00e9nergie renouvelable);<\/li>\n<li><strong><em>Co\u00fbts raisonnables pour les consommateurs <\/em><\/strong>(c.-\u00e0-d. prix stables, co\u00fbt raisonnable de l\u2019\u00e9nergie livr\u00e9e, maintien d\u2019une efficacit\u00e9 \u00e9quitable et d\u2019un fonctionnement ouvertement concurrentiel du march\u00e9, compatibilit\u00e9 avec les changements \u00e0 l\u2019option de tarifs r\u00e8glement\u00e9s, maintien de co\u00fbts de transport raisonnables et qui n\u2019alt\u00e8rent pas le march\u00e9 de fa\u00e7on fondamentale);<\/li>\n<li><strong><em>D\u00e9veloppement \u00e9conomique et cr\u00e9ation d\u2019emplois <\/em><\/strong>(c.-\u00e0-d. incidence sur le commerce ou les industries cl\u00e9s, promotion de la croissance \u00e9conomique et atteinte d\u2019autres objectifs sociaux comme le soutien de groupes d\u00e9mographiques, de r\u00e9gions ou de politiques industrielles en particulier);<\/li>\n<li>Une <strong><em>transition ordonn\u00e9e <\/em><\/strong>(c.-\u00e0-d. minimisation des perturbations et des co\u00fbts).<\/li>\n<\/ul>\n<p>\u00c0 titre de contexte, les autres options envisag\u00e9es par l\u2019AESO comprenaient\u00a0: (i) des am\u00e9liorations au march\u00e9 exclusivement de l\u2019\u00e9nergie (p.\u00a0ex. accro\u00eetre le plafonnement du tarif de 1\u00a0000\u00a0$ \u00e0 5\u00a0000\u00a0$); (ii) des contrats \u00e0 long terme, comme ceux mis en place en Ontario et (iii) le retour \u00e0 une structure de co\u00fbt r\u00e8glement\u00e9 des services.<\/p>\n<p>Tel qu\u2019il a \u00e9t\u00e9 expliqu\u00e9 en d\u00e9tail dans le Capacity Report de l\u2019AESO, ce dernier a finalement recommand\u00e9 un march\u00e9 de capacit\u00e9 pour les raisons suivantes<sup>19<\/sup>\u00a0:<\/p>\n<ul>\n<li>Assure la fiabilit\u00e9 alors que le r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta \u00e9volue et offrira une indemnisation pr\u00e9cise pour la production garantie;<\/li>\n<li>Accro\u00eet la stabilit\u00e9 des prix;<\/li>\n<li>Offre une plus grande certitude quant aux recettes pour les producteurs;<\/li>\n<li>Maintient les forces du march\u00e9 concurrentiel et favorise l\u2019innovation et la discipline au niveau des co\u00fbts;<\/li>\n<li>Favorise la mise en \u0153uvre des initiatives du Climate Leadership Plan et peut \u00eatre adapt\u00e9 en fonction de l\u2019\u00e9volution future des politiques.<\/li>\n<\/ul>\n<p><strong>b. D\u00e9lais pour le march\u00e9 de capacit\u00e9<\/strong><\/p>\n<ul>\n<li>Le march\u00e9 de capacit\u00e9 de l\u2019Alberta sera d\u00e9velopp\u00e9 en consultation avec les parties int\u00e9ress\u00e9es et sera mis en \u0153uvre d\u2019ici 2021.<\/li>\n<li>L\u2019AESO a estim\u00e9 qu\u2019il faudrait deux ans pour r\u00e9aliser la conception du march\u00e9 et une ann\u00e9e de plus pour mettre au point les contrats juridiques et mettre en place un processus d\u2019approvisionnement.<\/li>\n<li>Les premiers contrats de capacit\u00e9 devraient \u00eatre form\u00e9s au moins trois ans apr\u00e8s le d\u00e9but du processus de conception.<\/li>\n<li>Par cons\u00e9quent, la date la plus rapproch\u00e9e o\u00f9 la capacit\u00e9 offerte dans le cadre de l\u2019ench\u00e8re initiale serait en service sera probablement en 2024.<\/li>\n<\/ul>\n<p><strong>4. Conception du march\u00e9 de capacit\u00e9 \u2013 questions et faits \u00e0 surveiller<\/strong><\/p>\n<p>Les r\u00e9percussions possibles d\u2019une r\u00e9forme importante du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sur le paysage \u00e9nerg\u00e9tique de l\u2019Alberta devront \u00eatre consid\u00e9r\u00e9es \u00e0 la lumi\u00e8re des autres engagements r\u00e9cemment annonc\u00e9s par la province, comme ses initiatives d\u2019\u00e9nergie renouvelable. En ce moment, les questions \u00e0 prendre en consid\u00e9ration comprennent<sup>20<\/sup>\u00a0:<\/p>\n<ul>\n<li><strong>R<\/strong><strong>\u00f4le des organismes de r\u00e8<\/strong><strong>glementation\u00a0:<\/strong> Des modifications r\u00e8glementaires, l\u2019\u00e9tablissement de dispositions r\u00e8glementaires (p.\u00a0ex. nouvelles r\u00e8gles et nouveaux tarifs ISO) et une surveillance par les organismes de r\u00e8glementation concern\u00e9s seront n\u00e9cessaires pour assurer une transition ordonn\u00e9e vers un march\u00e9 de capacit\u00e9, sa conception et sa mise en \u0153uvre. C\u2019est pourquoi les organismes de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta, y compris l\u2019Alberta Utilities Commission (AUC), le Market Surveillance Administrator de l\u2019Alberta et le Balancing Pool pourraient y jouer un plus grand r\u00f4le.\n<p style=\"margin-top: 14px;\">Nous pr\u00e9voyons que l\u2019AUC jouera un r\u00f4le important, y compris en ce qui concerne le processus d\u2019\u00e9tablissement des r\u00e8gles du march\u00e9 et les demandes de la part d\u2019installations. Par exemple, \u00e0 mesure que les activit\u00e9s de d\u00e9veloppement se poursuivent en pr\u00e9vision de tours futurs du PER et des ench\u00e8res de capacit\u00e9 concurrentielles, une augmentation correspondante est attendue dans le nombre de demandes d\u2019approbation d\u2019installations aupr\u00e8s de l\u2019AUC. Au cours de l\u2019examen et de l\u2019approbation par l\u2019AUC du nombre accru de demandes de la part d\u2019installations, il sera int\u00e9ressant de voir comment l\u2019AUC traitera les \u00e9l\u00e9ments de preuve de th\u00e8mes r\u00e9currents, y compris ceux concernant le bruit, la faune et les effets sur la sant\u00e9. La contribution du public \u00e0 l\u2019infrastructure \u00e9nerg\u00e9tique a \u00e9t\u00e9 \u00e0 l\u2019avant-plan des r\u00e9cents d\u00e9veloppements \u00e9nerg\u00e9tiques et est d\u2019une importance capitale en Alberta et partout au Canada. Il faudra entre autres surveiller si le crit\u00e8re \u00ab\u00a0directement touch\u00e9\u00a0\u00bb<sup>21<\/sup> de l\u2019AUC quant \u00e0 la qualit\u00e9 pour participer demeurera ou s\u2019il sera modifi\u00e9 pour en faire une norme plus inclusive en vue de favoriser une plus grande participation du public.<\/p>\n<\/li>\n<li><strong>Stabilit\u00e9 des prix\u00a0:<\/strong> Bien que les march\u00e9s de capacit\u00e9 aient de nombreux avantages pour les consommateurs, comme la r\u00e9duction des pointes de prix, les consommateurs risquent d\u2019avoir \u00e0 assumer des co\u00fbts accrus. La province a r\u00e9cemment annonc\u00e9 son engagement \u00e0 prot\u00e9ger les consommateurs contre les prix instables en imposant un plafonnement du tarif de 6,8\u00a0cents par kilowatt-heure de juin 2017 \u00e0 juin 2021<sup>22<\/sup>. Toutefois, puisqu\u2019il est peu probable que le plafonnement des prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et l\u2019introduction de paiements pour la capacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique se recoupent, l\u2019incidence du march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie ax\u00e9 sur la capacit\u00e9 demeure incertaine.<\/li>\n<li><strong>Chevauchement et action r\u00e9ciproque avec d\u2019autres initiatives\u00a0:<\/strong> Il sera important de voir quelle sera l\u2019interaction du march\u00e9 de capacit\u00e9 avec les principes du march\u00e9 relevant exclusivement de l\u2019\u00e9nergie et plus particuli\u00e8rement des principes \u00e9tablis dans le <em>Fair, Efficient and Open Competition Regulation<\/em><sup>23<\/sup> (<em>FEOC<\/em>). Plus pr\u00e9cis\u00e9ment, il faudra voir si et comment les principes du <em>FEOC<\/em> seront appliqu\u00e9s aux divers rapports entre les producteurs participant au march\u00e9 de l\u2019Alberta, y compris les soumissionnaires retenus dans le cadre du PER et d\u2019ench\u00e8res pour des march\u00e9s de capacit\u00e9, et comment ces initiatives seront trait\u00e9es en ce qui concerne les producteurs titulaires qui ont d\u00e9j\u00e0 investi dans des installations de production au gaz naturel ou renouvelable, et qui ont construit et exploit\u00e9 celles-ci en Alberta.<\/li>\n<li><strong>Fiabilit\u00e9 de l\u2019approvisionnement\u00a0:<\/strong> Le march\u00e9 de capacit\u00e9 incitera les producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 alimenter le r\u00e9seau commun d\u2019\u00e9nergie et permettra un investissement dans les sources d\u2019\u00e9nergie renouvelable. Reste \u00e0 voir si la r\u00e9forme du march\u00e9 pourra combler de possibles lacunes dans l\u2019approvisionnement en \u00e9nergie de l\u2019Alberta, surtout durant la p\u00e9riode de l\u2019\u00e9limination progressive du charbon, et si elle renforcera le Climate Plan de l\u2019Alberta.<\/li>\n<\/ul>\n<p class=\"footnote\" style=\"margin-left: 14px;\">* Kim Howard est associ\u00e9e principale au bureau de Calgary de McCarthy T\u00e9trault et membre du groupe sur les pratiques \u00e9nerg\u00e9tiques \u00e0 l\u2019\u00e9chelle nationale de la firme. Le domaine de sp\u00e9cialisation de Kim comprend les exigences r\u00e8glementaires et commerciales pour le d\u00e9veloppement de nouvelles \u00e9nergies renouvelables en Alberta et dans d\u2019autres provinces de l\u2019Ouest canadien.<br \/>\n** Gordon Nettleton est partenaire chez McCarthy T\u00e9trault et dirige conjointement le groupe sur les pratiques de r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 l\u2019\u00e9chelle nationale de la firme. Il compara\u00eet fr\u00e9quemment devant les tribunaux administratifs provinciaux et f\u00e9d\u00e9raux de l\u2019\u00e9nergie et aide des clients pour des questions concernant les tarifs de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et de pipelines et les demandes et questions d\u2019installations en mati\u00e8re de droit des Autochtones et de l\u2019environnement.<\/p>\n<ol class=\"footnote\">\n<li>Gouvernement de l\u2019Alberta, <em>Climate Leadership Plan<\/em>, Edmonton, Alberta Environment and Parks, 20 novembre 2015, en ligne: &lt;https:\/\/www.alberta.ca\/climate-leadership-plan.aspx&gt;.<\/li>\n<li>Gouvernement de l\u2019Alberta, <em>Consumers to benefit from stable, reliable electricity market<\/em>, Edmonton, 23 novembre 2016, en ligne: &lt;<a href=\"https:\/\/www.alberta.ca\/release.cfm?xID=44880BD97DCDC-D465-4922-25225F9F43B302C9\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">https:\/\/www.alberta.ca\/release.cfm?xID=44880BD97DCDC-D465-4922-25225F9F43B302C9<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Gouvernement de l\u2019Alberta, <em>Energy Statistics<\/em>, Edmonton, d\u00e9cembre 2015, en ligne: &lt;<a href=\"http:\/\/www.energy.gov.ab.ca\/Electricity\/682.asp\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">http:\/\/www.energy.gov.ab.ca\/Electricity\/682.asp<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>AESO, <em>AESO 2016 Long-term Outlook, <\/em>en ligne: &lt;https:\/\/www.aeso.ca\/download\/listedfiles\/AESO-2016-Long-term-Outlook-WEB.pdf&gt;.<\/li>\n<li><sup>\u00a0<\/sup>PL 27, <em>Renewable Electricity Act<\/em>, 2<sup>e<\/sup> sess, 29e l\u00e9g, Alberta, 2016.<\/li>\n<li>AESO, <em>Request for Expressions of Interest \u2013 For the First Renewable Electricity Program Competition REP Round 1, Calgary, <\/em>31 mars 2017, en ligne: &lt;<a href=\"https:\/\/www.aeso.ca\/assets\/Uploads\/REP-Round-1-REOI-033117.pdf\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">https:\/\/www.aeso.ca\/assets\/Uploads\/REP-Round-1-REOI-033117.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Specified Gas Emitters Regulation<\/em>, Alta Reg 139\/2007.<\/li>\n<li>Alberta, <em>Climate Leadership Report to the Minister, <\/em>Edmonton, Alberta Climate Change Advisory Panel, 2015, en ligne\u00a0: &lt;<a href=\"http:\/\/www.alberta.ca\/documents\/climate\/climate-leadership-report-to-minister.pdf\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">http:\/\/www.alberta.ca\/documents\/climate\/climate-leadership-report-to-minister.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Climate Leadership Act<\/em>, SA 2016, c C-16.9, s 3.<\/li>\n<li><em>Oil Sands Emissions Limit Act,<\/em> SA 2016, c O-7.5.<\/li>\n<li>Alberta, <em>Climate Plan<\/em>, <em>Reducing Methane Emissions, <\/em>Edmonton, Alberta Environment and Parks, en ligne\u00a0: &lt;<a href=\"https:\/\/www.alberta.ca\/climate-methane-emissions.aspx\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">https:\/\/www.alberta.ca\/climate-methane-emissions.aspx<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Alberta, communiqu\u00e9, <em>New \u201cERA\u201d of Climate Innovation Targets Methane Pollution<\/em>,Edmonton, Gouvernement de l\u2019Alberta, 2016, en ligne: &lt;<a href=\"http:\/\/www.alberta.ca\/release.cfm?xID=43663196ECDB0-D667-25D7-74C379B20D4BC055\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">http:\/\/www.alberta.ca\/release.cfm?xID=43663196ECDB0-D667-25D7-74C379B20D4BC055<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Emissions Reduction Alberta, <em>Addressing the Methane Challenge \u2013 Full Project Proposal Guidelines, <\/em>Edmonton, Gouvernement de l\u2019Alberta, en ligne: &lt;<a href=\"http:\/\/www.eralberta.ca\/apply-docs\/era-methane-full-project-proposal-guidelines.pdf\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">http:\/\/www.eralberta.ca\/apply-docs\/era-methane-full-project-proposal-guidelines.pdf<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Gouvernement de l\u2019Alberta, <em>Electricity, <\/em>Edmonton, Alberta Energy, en ligne\u00a0: &lt;<a href=\"http:\/\/www.energy.alberta.ca\/Electricity\/electricity.asp\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">http:\/\/www.energy.alberta.ca\/Electricity\/electricity.asp<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>AESO, <em>Alberta Wholesale Electricity Market Transition Recommendation, <\/em>Calgary, 2 octobre 2016, en ligne\u00a0: &lt;https:\/\/www.aeso.ca\/assets\/Uploads\/Albertas-Wholesale-Electricity-Market-Transition.pdf &gt; (\u201cAESO Capacity Report\u201d).<\/li>\n<li>Gouvernement de l\u2019Alberta, <em>Lettre \u00e0 M. David Erickson, pr\u00e9sident et chef des op\u00e9rations de l\u2019AESO, <\/em>\u00a0Edmonton, 10 janvier 2017, en ligne : &lt;https:\/\/www.aeso.ca\/assets\/Uploads\/capacity-market-design-AESO-mandate-letter-Jan-10-2017.pdf &gt;.<\/li>\n<li><em>Ibid.<\/em><\/li>\n<li>AESO Capacity Report, <em>supra<\/em> note 15 \u00e0 la p 16.<\/li>\n<li>Capacity Report de l\u2019AESO, <em>ibid <\/em>aux pp 40-41.<\/li>\n<li>Voir aussi Kimberly Howard, Beverly Ma et George Vegh, \u00ab\u00a0The New Current: Alberta Announced Overhaul of Electricity Market\u00a0\u00bb, <em>Canadian Energy Perspectives, Developments in Energy and Power Law <\/em>(24 novembre 2016), en ligne\u00a0: Canadian Energy Perspectives Blog &lt;<a href=\"http:\/\/www.canadianenergylawblog.com\/2016\/11\/24\/the-new-current-alberta-announces-overhaul-of-electricity-market\/\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">http:\/\/www.canadianenergylawblog.com\/2016\/11\/24\/the-new-current-alberta-announces-overhaul-of-electricity-market\/<\/a>&gt;.<\/li>\n<li><em>Alberta Utilities Commission Act, <\/em>SA 2007, c A-37.2, art 9; AUC Rule 001, <em>Rules of Practice<\/em>, art 11.<\/li>\n<li>Gouvernement de l\u2019Alberta, <em>Price cap to protect consumers from volatile electricity prices, <\/em>Edmonton, 22 novembre 2016, en ligne\u00a0: &lt; <a href=\"https:\/\/www.alberta.ca\/release.cfm?xID=4487283D35A59-070B-5A1F-76A7FB63D2CA149D\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">https:\/\/www.alberta.ca\/release.cfm?xID=4487283D35A59-070B-5A1F-76A7FB63D2CA149D<\/a>&gt;.<\/li>\n<li>Alta Reg 159\/2009.<\/li>\n<\/ol>\n<p><\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>En 2016, un certain nombre de d\u00e9veloppements cl\u00e9s ont eu une incidence directe sur le secteur de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Alberta. La plupart de ces d\u00e9veloppements se sont produits par suite de la mise en \u0153uvre du Climate Leadership Plan1 (plan [&hellip;]<\/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":[143,144],"class_list":["post-1769","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-articles","volume-volume-5-issue-2-2017"],"acf":[],"yoast_head":"<!-- This site is optimized with the Yoast SEO plugin v27.4 - https:\/\/yoast.com\/product\/yoast-seo-wordpress\/ -->\n<title>Le march\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta en pleine \u00e9volution \u2013 Le point sur les r\u00e9cents changements et d\u00e9veloppements - 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\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments\" \/>\n<meta property=\"og:locale\" content=\"fr_FR\" \/>\n<meta property=\"og:type\" content=\"article\" \/>\n<meta property=\"og:title\" content=\"[:en]Alberta\u2019s Evolving Electricity Market \u2013 An Update on Recent Changes and Developments[:fr]Le march\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta en pleine \u00e9volution \u2013 Le point sur les r\u00e9cents changements et d\u00e9veloppements[:] - Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie\" \/>\n<meta property=\"og:description\" content=\"En 2016, un certain nombre de d\u00e9veloppements cl\u00e9s ont eu une incidence directe sur le secteur de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Alberta. La plupart de ces d\u00e9veloppements se sont produits par suite de la mise en \u0153uvre du Climate Leadership Plan1 (plan [&hellip;]\" \/>\n<meta property=\"og:url\" content=\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments\" \/>\n<meta property=\"og:site_name\" content=\"Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie\" \/>\n<meta property=\"article:published_time\" content=\"2017-06-16T14:02:59+00:00\" \/>\n<meta property=\"article:modified_time\" content=\"2022-06-24T15:26:39+00:00\" \/>\n<meta property=\"og:image\" content=\"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Pie-chart.png\" \/>\n<meta name=\"author\" content=\"Kimberly Howard, Gordon Nettleton\" \/>\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=\"34 minutes\" \/>\n\t<meta name=\"twitter:label3\" content=\"Written by\" \/>\n\t<meta name=\"twitter:data3\" content=\"Kimberly Howard, Gordon Nettleton\" \/>\n<script type=\"application\/ld+json\" class=\"yoast-schema-graph\">{\"@context\":\"https:\\\/\\\/schema.org\",\"@graph\":[{\"@type\":\"Article\",\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#article\",\"isPartOf\":{\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments\"},\"author\":{\"name\":\"cga editor\",\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/#\\\/schema\\\/person\\\/f35f105b643543fc3a0ffee1ab430821\"},\"headline\":\"Le march\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta en pleine \u00e9volution \u2013 Le point sur les r\u00e9cents changements et d\u00e9veloppements\",\"datePublished\":\"2017-06-16T14:02:59+00:00\",\"dateModified\":\"2022-06-24T15:26:39+00:00\",\"mainEntityOfPage\":{\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments\"},\"wordCount\":6875,\"commentCount\":0,\"image\":{\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#primaryimage\"},\"thumbnailUrl\":\"http:\\\/\\\/www.energyregulationquarterly.ca\\\/wp-content\\\/uploads\\\/2017\\\/06\\\/Pie-chart.png\",\"articleSection\":[\"Articles\"],\"inLanguage\":\"fr-FR\",\"potentialAction\":[{\"@type\":\"CommentAction\",\"name\":\"Comment\",\"target\":[\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#respond\"]}]},{\"@type\":\"WebPage\",\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments\",\"url\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments\",\"name\":\"[:en]Alberta\u2019s Evolving Electricity Market \u2013 An Update on Recent Changes and Developments[:fr]Le march\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta en pleine \u00e9volution \u2013 Le point sur les r\u00e9cents changements et d\u00e9veloppements[:] - Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie\",\"isPartOf\":{\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/#website\"},\"primaryImageOfPage\":{\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#primaryimage\"},\"image\":{\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#primaryimage\"},\"thumbnailUrl\":\"http:\\\/\\\/www.energyregulationquarterly.ca\\\/wp-content\\\/uploads\\\/2017\\\/06\\\/Pie-chart.png\",\"datePublished\":\"2017-06-16T14:02:59+00:00\",\"dateModified\":\"2022-06-24T15:26:39+00:00\",\"author\":{\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/#\\\/schema\\\/person\\\/f35f105b643543fc3a0ffee1ab430821\"},\"breadcrumb\":{\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#breadcrumb\"},\"inLanguage\":\"fr-FR\",\"potentialAction\":[{\"@type\":\"ReadAction\",\"target\":[\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments\"]}]},{\"@type\":\"ImageObject\",\"inLanguage\":\"fr-FR\",\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#primaryimage\",\"url\":\"http:\\\/\\\/www.energyregulationquarterly.ca\\\/wp-content\\\/uploads\\\/2017\\\/06\\\/Pie-chart.png\",\"contentUrl\":\"http:\\\/\\\/www.energyregulationquarterly.ca\\\/wp-content\\\/uploads\\\/2017\\\/06\\\/Pie-chart.png\"},{\"@type\":\"BreadcrumbList\",\"@id\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/articles\\\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#breadcrumb\",\"itemListElement\":[{\"@type\":\"ListItem\",\"position\":1,\"name\":\"Home\",\"item\":\"https:\\\/\\\/energyregulationquarterly.ca\\\/\"},{\"@type\":\"ListItem\",\"position\":2,\"name\":\"[:en]Alberta\u2019s Evolving Electricity Market \u2013 An Update on Recent Changes and Developments[:fr]Le march\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta en pleine \u00e9volution \u2013 Le point sur les r\u00e9cents changements et d\u00e9veloppements[:]\"}]},{\"@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]Alberta\u2019s Evolving Electricity Market \u2013 An Update on Recent Changes and Developments[:fr]Le march\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta en pleine \u00e9volution \u2013 Le point sur les r\u00e9cents changements et d\u00e9veloppements[:] - 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\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments","og_locale":"fr_FR","og_type":"article","og_title":"[:en]Alberta\u2019s Evolving Electricity Market \u2013 An Update on Recent Changes and Developments[:fr]Le march\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta en pleine \u00e9volution \u2013 Le point sur les r\u00e9cents changements et d\u00e9veloppements[:] - Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie","og_description":"En 2016, un certain nombre de d\u00e9veloppements cl\u00e9s ont eu une incidence directe sur le secteur de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Alberta. La plupart de ces d\u00e9veloppements se sont produits par suite de la mise en \u0153uvre du Climate Leadership Plan1 (plan [&hellip;]","og_url":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments","og_site_name":"Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie","article_published_time":"2017-06-16T14:02:59+00:00","article_modified_time":"2022-06-24T15:26:39+00:00","og_image":[{"url":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Pie-chart.png","type":"","width":"","height":""}],"author":"Kimberly Howard, Gordon Nettleton","twitter_card":"summary_large_image","twitter_misc":{"\u00c9crit par":"cga editor","Dur\u00e9e de lecture estim\u00e9e":"34 minutes","Written by":"Kimberly Howard, Gordon Nettleton"},"schema":{"@context":"https:\/\/schema.org","@graph":[{"@type":"Article","@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#article","isPartOf":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments"},"author":{"name":"cga editor","@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#\/schema\/person\/f35f105b643543fc3a0ffee1ab430821"},"headline":"Le march\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta en pleine \u00e9volution \u2013 Le point sur les r\u00e9cents changements et d\u00e9veloppements","datePublished":"2017-06-16T14:02:59+00:00","dateModified":"2022-06-24T15:26:39+00:00","mainEntityOfPage":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments"},"wordCount":6875,"commentCount":0,"image":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#primaryimage"},"thumbnailUrl":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Pie-chart.png","articleSection":["Articles"],"inLanguage":"fr-FR","potentialAction":[{"@type":"CommentAction","name":"Comment","target":["https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#respond"]}]},{"@type":"WebPage","@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments","url":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments","name":"[:en]Alberta\u2019s Evolving Electricity Market \u2013 An Update on Recent Changes and Developments[:fr]Le march\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta en pleine \u00e9volution \u2013 Le point sur les r\u00e9cents changements et d\u00e9veloppements[:] - Publication trimestrielle sur la r\u00e8glementation de l\u2019\u00e9nergie","isPartOf":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#website"},"primaryImageOfPage":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#primaryimage"},"image":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#primaryimage"},"thumbnailUrl":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Pie-chart.png","datePublished":"2017-06-16T14:02:59+00:00","dateModified":"2022-06-24T15:26:39+00:00","author":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/#\/schema\/person\/f35f105b643543fc3a0ffee1ab430821"},"breadcrumb":{"@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#breadcrumb"},"inLanguage":"fr-FR","potentialAction":[{"@type":"ReadAction","target":["https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments"]}]},{"@type":"ImageObject","inLanguage":"fr-FR","@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#primaryimage","url":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Pie-chart.png","contentUrl":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2017\/06\/Pie-chart.png"},{"@type":"BreadcrumbList","@id":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/articles\/albertas-evolving-electricity-market-an-update-on-recent-changes-and-developments#breadcrumb","itemListElement":[{"@type":"ListItem","position":1,"name":"Home","item":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/"},{"@type":"ListItem","position":2,"name":"[:en]Alberta\u2019s Evolving Electricity Market \u2013 An Update on Recent Changes and Developments[:fr]Le march\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta en pleine \u00e9volution \u2013 Le point sur les r\u00e9cents changements et d\u00e9veloppements[:]"}]},{"@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-sx","_links":{"self":[{"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/1769","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=1769"}],"version-history":[{"count":11,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/1769\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":3480,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/1769\/revisions\/3480"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=1769"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=1769"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=1769"},{"taxonomy":"author","embeddable":true,"href":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/coauthors?post=1769"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}