{"id":2010,"date":"2018-03-26T01:48:10","date_gmt":"2018-03-26T01:48:10","guid":{"rendered":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/?p=2010"},"modified":"2018-03-26T17:27:08","modified_gmt":"2018-03-26T17:27:08","slug":"albertas-first-clean-power-call-realizes-record-prices","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/case-comments\/albertas-first-clean-power-call-realizes-record-prices","title":{"rendered":"Le premier appel d&rsquo;\u00e9nergie propre de l&rsquo;Alberta attient des prix records"},"content":{"rendered":"<p><strong>L<\/strong>\u2019\u00e9lection du Nouveau parti d\u00e9mocratique de l\u2019Alberta, un gouvernement majoritaire, annon\u00e7ait en mai 2015 l\u2019introduction de r\u00e9formes profondes au march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta. L\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Alberta, dans un syst\u00e8me largement ax\u00e9 sur les combustibles fossiles, est responsable d\u2019un haut pourcentage d\u2019\u00e9missions provinciales de CO<sub>2<\/sub>. Par cons\u00e9quent, le <em>Climate Leadership Plan<\/em><sup>1<\/sup> du gouvernement de l\u2019Alberta comprend, probablement comme son plus important objectif, la r\u00e9duction des \u00e9missions de GES du secteur.<\/p>\n<p>Les politiques particuli\u00e8res mentionn\u00e9es dans le Plan pour r\u00e9duire les \u00e9missions du secteur comprennent\u00a0:<\/p>\n<ul>\n<li>Une taxe sur le carbone \u00e0 l\u2019\u00e9chelle de l\u2019\u00e9conomie<\/li>\n<li>l\u2019\u00e9limination progressive de la production \u00e0 partir du charbon<\/li>\n<li>une production accrue d\u2019\u00e9nergies renouvelables<\/li>\n<li>la promotion de l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique<\/li>\n<li>une augmentation du r\u00f4le des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques d\u00e9centralis\u00e9es<\/li>\n<\/ul>\n<p>Toutes ces politiques en sont \u00e0 diff\u00e9rentes \u00e9tapes de leur mise en \u0153uvre. Avec l\u2019introduction de ces changements, l\u2019Alberta Electric System Operator (AESO) a proc\u00e9d\u00e9 \u00e0 une \u00e9valuation pour d\u00e9terminer si la conception du march\u00e9 ax\u00e9 uniquement sur l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Alberta pouvait garantir un investissement suffisant pour assurer la fiabilit\u00e9 continue du syst\u00e8me \u00e0 la lumi\u00e8re des changements et de leurs effets possibles sur la dynamique du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n<p>L\u2019AESO a conclu que le statu quo ne pouvait pas durer et a recommand\u00e9 l\u2019introduction d\u2019un m\u00e9canisme li\u00e9 \u00e0 la capacit\u00e9 afin d\u2019am\u00e9liorer la fiabilit\u00e9, plus particuli\u00e8rement au cours de l\u2019\u00e9limination progressive du charbon. Le gouvernement a accept\u00e9 la recommandation de l\u2019AESO et exig\u00e9 qu\u2019un m\u00e9canisme li\u00e9 \u00e0 la capacit\u00e9 soit con\u00e7u et introduit dans le cadre du march\u00e9 de l\u2019Alberta.<\/p>\n<p>Pour les besoins du pr\u00e9sent r\u00e9sum\u00e9, j\u2019aborderai bri\u00e8vement les d\u00e9veloppements sur l\u2019initiative acc\u00e9l\u00e9r\u00e9e de retrait pr\u00e9coce des centrales au charbon, alors que le reste du document traitera de l\u2019approche adopt\u00e9e pour faciliter le d\u00e9veloppement de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable.<\/p>\n<p>Le <em>Climate Leadership Plan<\/em> exige l\u2019\u00e9limination progressive acc\u00e9l\u00e9r\u00e9e de l\u2019ensemble du parc de production au charbon d\u2019ici la fin de 2030. L\u2019approvisionnement \u00e9nerg\u00e9tique de l\u2019Alberta comprend une capacit\u00e9 de production au charbon d\u2019environ 6\u00a0000\u00a0MW. Le parc est de diff\u00e9rentes \u00e9poques et comprend par cons\u00e9quent des centrales traditionnelles construites avant la d\u00e9r\u00e8glementation et des centrales marchandes construites apr\u00e8s la restructuration du march\u00e9 de l\u2019Alberta. Plus particuli\u00e8rement, pour les nouvelles centrales, la prescription de retrait pr\u00e9coce devrait laisser certains propri\u00e9taires avec des investissements non recouvrables \u00e9tant donn\u00e9 que ces centrales auraient pu \u00eatre exploit\u00e9es apr\u00e8s 2030. Le gouvernement a convenu d\u2019une compensation de 1,36\u00a0milliards de dollars aux propri\u00e9taires d\u2019unit\u00e9s.<\/p>\n<p>En plus de l\u2019\u00e9limination progressive acc\u00e9l\u00e9r\u00e9e et r\u00e8glement\u00e9e des centrales au charbon, le gouvernement a annonc\u00e9 l\u2019\u00e9tablissement d\u2019un objectif \u00ab\u00a030 par 30\u00a0\u00bb pour l\u2019\u00e9nergie renouvelable. Plut\u00f4t que de s\u2019en remettre aux forces du march\u00e9 pour d\u00e9terminer la capacit\u00e9 de remplacement des centrales au charbon \u00e9limin\u00e9es, le gouvernement a demand\u00e9 que 30\u00a0% de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (\u00e9nergie) utilis\u00e9e en Alberta provienne de sources renouvelables d\u2019ici 2030. Le gouvernement a \u00e9tabli cet objectif d\u2019\u00e9nergie renouvelable \u00e0 5\u00a0000\u00a0MW, en termes de capacit\u00e9 install\u00e9e vis\u00e9e.<\/p>\n<p>Une approche fond\u00e9e sur le march\u00e9 pr\u00e9sentait des difficult\u00e9s pour l\u2019atteinte de cet objectif. Les investissements dans les faibles \u00e9missions de carbone pr\u00e9sentent des probl\u00e8mes particuliers pour les march\u00e9s, surtout pour ce qui est de rendre attrayant l\u2019investissement dans la production au moyen de sources renouvelables comparativement \u00e0 l\u2019investissement dans la production au gaz naturel, dont les co\u00fbts normalis\u00e9s et les co\u00fbts fixes sont inf\u00e9rieurs aux solutions de rechange \u00e0 faibles \u00e9missions de carbone.<\/p>\n<p>En r\u00e9ponse \u00e0 ce d\u00e9fi, le gouvernement a annonc\u00e9 un programme d\u2019appel d\u2019\u00e9nergie propre. Un tel appel consiste en une demande de propositions ouverte et concurrentielle de la part de producteurs d\u2019\u00e9nergie renouvelable pour d\u00e9terminer le prix contractuel \u00e0 long terme requis pour cr\u00e9er une quantit\u00e9 sp\u00e9cifi\u00e9e de production d\u2019\u00e9nergie renouvelable.<\/p>\n<p>Le m\u00e9canisme de passation de march\u00e9s \u00e0 long terme choisi a \u00e9t\u00e9 un contrat de diff\u00e9rence ou \u00ab\u00a0CFD\u00a0\u00bb. Le CFD paie la diff\u00e9rence entre le prix d\u2019\u00e9quilibre et le prix \u00e0 long terme pour investir dans la construction des centrales \u00e9lectriques, selon ce qui est d\u00e9termin\u00e9 dans l\u2019appel d\u2019\u00e9nergie propre. La soumission retenue dans l\u2019appel d\u2019\u00e9nergie propre est connue sous le nom de \u00ab\u00a0prix de lev\u00e9e\u00a0\u00bb.<\/p>\n<p>Le CFD stabilise les revenus des promoteurs d\u2019\u00e9nergie renouvelable \u00e0 un niveau fixe sur la dur\u00e9e de 20\u00a0ans du contrat, r\u00e9duisant ainsi le risque commercial. Si le prix d\u2019\u00e9quilibre est inf\u00e9rieur au prix de lev\u00e9e, la contrepartie du CFD, dans ce cas l\u2019AESO, paie un compl\u00e9ment. Si le march\u00e9 s\u2019\u00e9quilibre au-dessus du prix de lev\u00e9e, le producteur rembourse la diff\u00e9rence \u00e0 l\u2019AESO.<\/p>\n<p>La qualit\u00e9 du CFD, y compris sa dur\u00e9e, la nature durable de la certitude des contrats du droit priv\u00e9 et la qualit\u00e9 de cr\u00e9dit de contrepartie, contribueront toutes au risque per\u00e7u et au co\u00fbt final des investissements.<\/p>\n<p>L\u2019AESO a \u00e9t\u00e9 charg\u00e9 par le gouvernement de l\u2019Alberta de fournir l\u2019\u00e9nergie renouvelable n\u00e9cessaire pour r\u00e9pondre aux objectifs du <em>Climate Leadership Plan<\/em>. L\u2019AESO a \u00e9tabli la premi\u00e8re ronde d\u2019approvisionnement et s\u00e9ance d\u2019ench\u00e8re. Le processus a \u00e9t\u00e9 appel\u00e9 le <em>Renewable Electricity Program<\/em> ou \u00ab\u00a0REP\u00a0\u00bb et demandait des propositions pour une capacit\u00e9 de 400\u00a0MW. Les r\u00e9sultats des soumissions pour la premi\u00e8re s\u00e9ance d\u2019ench\u00e8re du REP ont \u00e9t\u00e9 publi\u00e9s le 13\u00a0d\u00e9cembre\u00a02017.<\/p>\n<p>Quatre projets d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne ont \u00e9t\u00e9 s\u00e9lectionn\u00e9s, totalisant 596\u00a0MW, avec des prix allant de 30,90\u00a0$ \u00e0 43,30\u00a0$\/MWh, pour une moyenne pond\u00e9r\u00e9e de 37\u00a0$\/MWh. Ces prix \u00e9tablissent des records et ont \u00e9t\u00e9 si attrayants que l\u2019AESO a fourni 196\u00a0MW suppl\u00e9mentaires au-dessus de sa cible pr\u00e9vue de 400\u00a0MW.<\/p>\n<p>Les soumissionnaires retenues comprennent Capital Power Corporation (201\u00a0MW), EDP Renewables Canada Ltd (248\u00a0MW) et Enel Green Power Canada Inc. (deux projets\u00a0: 115\u00a0MW et 31\u00a0MW). Capital Power est situ\u00e9e en Alberta alors qu\u2019Enel et EDP sont de grandes soci\u00e9t\u00e9s multinationales d\u2019\u00e9nergie \u00e9tablies en Italie et au Portugal, respectivement. Les trois soumissionnaires retenus sont des entit\u00e9s \u00e0 bilans imposants qui ont probablement acc\u00e8s \u00e0 du capital \u00e0 des taux extr\u00eamement concurrentiels.<\/p>\n<p>Tout compte fait, les r\u00e9sultats du REP sont tr\u00e8s fructueux. Les prix r\u00e9alis\u00e9s r\u00e9sultent probablement de l\u2019un ou d\u2019une combinaison des \u00e9l\u00e9ments suivants\u00a0: la p\u00e9riode de contrat, la cote de solvabilit\u00e9 de la contrepartie, la r\u00e9duction des d\u00e9penses en immobilisations pour les installations d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne, l\u2019am\u00e9lioration du taux d\u2019utilisation de la capacit\u00e9, la structure financi\u00e8re et le co\u00fbt du capital. Ils ne comprennent pas les co\u00fbts de transport au-del\u00e0 de l\u2019interconnexion directe. De toute \u00e9vidence, un prix r\u00e9alis\u00e9 de 31\u00a0$\/MWh sugg\u00e8re des d\u00e9penses en immobilisations extr\u00eamement faibles, des facteurs de capacit\u00e9 am\u00e9lior\u00e9s, des leviers financiers \u00e9lev\u00e9s et des co\u00fbts de financement extr\u00eamement bas. Par comparaison, le programme d\u2019acquisition de l\u2019Ontario en mars 2016 a produit un prix r\u00e9alis\u00e9 de 85\u00a0$\/MWh pour 300\u00a0MW d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne.<\/p>\n<p>Les prix de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Alberta ont \u00e9t\u00e9 bas comparativement aux niveaux historiques. Le prix de gros moyen en 2017 \u00e9tait de 22\u00a0$\/MWh. \u00c0 ces prix, les consommateurs de l\u2019Alberta devraient \u00eatre appel\u00e9s \u00e0 compenser les revenus des producteurs; toutefois, on pr\u00e9voit une augmentation des prix de gros en 2018, dans les environs de 60\u00a0$\/MWh en raison des retraits du charbon annonc\u00e9s. Par cons\u00e9quent, \u00e0 court terme, les producteurs pourraient rembourser les consommateurs de l\u2019Alberta tout revenu r\u00e9alis\u00e9 au-del\u00e0 du prix de lev\u00e9e du CFD.<\/p>\n<p>En ce qui concerne les r\u00e9percussions sur le march\u00e9, la production croissante d\u2019\u00e9nergie renouvelable subventionn\u00e9e avec des co\u00fbts marginaux nuls peut changer la dynamique du march\u00e9, entra\u00eenant une plus grande volatilit\u00e9 des prix, une r\u00e9duction des heures \u00e0 prix moyens dans l\u2019ordre de m\u00e9rite et des heures \u00e0 plus bas prix, r\u00e9sultant en une baisse des prix moyens. Et il ne s\u2019agit l\u00e0 que des r\u00e9percussions possibles. \u00c0 mesure que la province s\u2019approchera de sa cible de 5\u00a0000\u00a0MW, plus grand sera le risque de voir les prix atteindre des niveaux chroniquement faibles, entra\u00eenant ainsi la cannibalisation de la ressource renouvelable par elle-m\u00eame.<\/p>\n<p>Directionnellement, l\u2019introduction d\u2019une plus grande quantit\u00e9 d\u2019\u00e9nergie renouvelable aura une incidence sur l\u2019ordre d\u2019acheminement relatif ainsi que les d\u00e9cisions d\u2019investissement, ce qui pourrait d\u00e9placer la production plus efficace au gaz naturel en faveur de solutions de rechange plus souples mais moins efficaces. L\u2019utilisation de mesures d\u2019incitation pour forcer l\u2019introduction des \u00e9nergies renouvelables dans le bouquet \u00e9nerg\u00e9tique entra\u00eenera des r\u00e9ductions d\u2019\u00e9missions susceptibles de ne pas se produire autrement ou prendre plus de temps pour se produire si on laissait libre cours aux forces du march\u00e9.<\/p>\n<p>L\u2019efficacit\u00e9 \u00e9conomique de ces r\u00e9ductions subventionn\u00e9es \u00e9chelonn\u00e9es peut \u00eatre mesur\u00e9e comme un co\u00fbt d\u2019abattement \u2013 le co\u00fbt \u00e9chelonn\u00e9 engag\u00e9 par la soci\u00e9t\u00e9 divis\u00e9 par la r\u00e9duction de CO<sub>2<\/sub> r\u00e9alis\u00e9e. On peut d\u00e9terminer le co\u00fbt \u00e9chelonn\u00e9 en d\u00e9duisant les co\u00fbts estim\u00e9s de production thermique \u00e9vit\u00e9s du prix contractuel et la r\u00e9duction de CO<sub>2<\/sub> peut \u00eatre d\u00e9termin\u00e9e \u00e0 parti des \u00e9missions thermiques \u00e9vit\u00e9es.<\/p>\n<p>Un calcul simpliste permet d\u2019\u00e9tablir que le co\u00fbt d\u2019abattement estimatif de la mesure d\u2019incitation pour l\u2019\u00e9nergie renouvelable \u00e0 37\u00a0$\/MWh est d\u2019environ 50\u00a0$\/tonne de CO<sub>2<\/sub>. Le prix du carbone en Alberta en 2018 est de 30\u00a0$\/tonne de CO<sub>2<\/sub>. Bien que l\u2019investissement soit relativement plus \u00e9lev\u00e9 que le co\u00fbt social actuel du carbone, les estimations ant\u00e9rieures des co\u00fbts d\u2019abattement calcul\u00e9es \u00e0 l\u2019aide de co\u00fbts moyens estim\u00e9s historiquement pour la technologie \u00e9olienne auraient donn\u00e9 des co\u00fbts d\u2019abattement d\u00e9passant 100\u00a0$\/tonne de CO<sub>2<\/sub>. De plus, dans ce calcul, on utilise un prix du gaz naturel de 2\u00a0$\/GJ et si le prix du gaz devait augmenter, le co\u00fbt d\u2019abattement devrait diminuer, pour atteindre au bout du compte un co\u00fbt nul \u00e0 5\u00a0$\/GJ.<\/p>\n<p>En conclusion, il reste \u00e0 savoir si les ench\u00e8res subs\u00e9quentes permettront de r\u00e9aliser des prix \u00e0 ce faible niveau historique ou si les investissements des soumissionnaires retenus \u00e0 la premi\u00e8re ench\u00e8re du REP seront payants. Toutefois, il y a fort \u00e0 parier que la premi\u00e8re ench\u00e8re du REP, au moyen d\u2019une approche d\u2019acquisition fond\u00e9e sur le march\u00e9, a donn\u00e9 lieu \u00e0 la cr\u00e9ation d\u2019une premi\u00e8re production d\u2019\u00e9nergie renouvelable au plus faible co\u00fbt possible.<\/p>\n<p class=\"footnote\">*Bob Heggie est l\u2019administrateur g\u00e9n\u00e9ral de l\u2019Alberta Utilities Commission.<\/p>\n<ol class=\"footnote\">\n<li>Gouvernement de l\u2019Alberta, <em>Climate Leadership Plan<\/em>, Edmonton, Alberta Environment and Parks, 20\u00a0novembre 2015, en ligne\u00a0: https:\/\/www.alberta.ca\/climate-leadership-plan.aspx [en anglais seulement].<\/li>\n<\/ol>\n<p><\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>L\u2019\u00e9lection du Nouveau parti d\u00e9mocratique de l\u2019Alberta, un gouvernement majoritaire, annon\u00e7ait en mai 2015 l\u2019introduction de r\u00e9formes profondes au march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta. 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