{"id":2479,"date":"2019-07-10T19:04:31","date_gmt":"2019-07-10T19:04:31","guid":{"rendered":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/?p=2479"},"modified":"2022-06-24T15:18:16","modified_gmt":"2022-06-24T15:18:16","slug":"a-tale-of-two-market-designs-whats-new-in-alberta","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/a-tale-of-two-market-designs-whats-new-in-alberta","title":{"rendered":"L\u2019histoire de deux mod\u00e8les de march\u00e9: Quoi de neuf en Alberta?"},"content":{"rendered":"

INTRODUCTION<\/strong><\/p>\n

L\u2019Alberta a \u00e9t\u00e9 la premi\u00e8re province canadienne \u00e0 mettre en place un march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique restructur\u00e9. La structuration du secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 aux fins de concurrence a d\u00e9bouch\u00e9 sur des d\u00e9cisions et des r\u00e9formes politiques qui ont dissoci\u00e9 les fonctions de production et de vente au d\u00e9tail et les ont transf\u00e9r\u00e9es aux march\u00e9s concurrentiels. D\u2019autres aspects du secteur ont \u00e9t\u00e9 conserv\u00e9s en tant que fonctions monopolistiques, en particulier les r\u00e9seaux de transport et de distribution.<\/p>\n

Pour diverses raisons dont il sera question plus loin, l\u2019Alberta est en train de remodeler le r\u00f4le des forces du march\u00e9 dans le march\u00e9 de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en cr\u00e9ant un march\u00e9 de capacit\u00e9 administr\u00e9, tandis que l\u2019Alberta Utilities Commission (AUC) examine si et comment les forces du march\u00e9 peuvent \u00eatre mises \u00e0 contribution dans la fonction traditionnelle monopolistique de l\u2019infrastructure de distribution.<\/p>\n

CONTEXTE<\/strong><\/p>\n

L\u2019\u00e9lectricit\u00e9 implique de nombreuses fonctions complexes qui peuvent th\u00e9oriquement \u00eatre conserv\u00e9es en monopole ou confi\u00e9es \u00e0 des forces concurrentielles. Pratiquement toutes les fonctions, m\u00eame celles qui pr\u00e9sentent clairement des caract\u00e9ristiques de monopole, pourraient \u00eatre confi\u00e9es \u00e0 la concurrence.<\/p>\n

Forcer la concurrence dans une fonction monopolistique naturelle peut toutefois s\u2019av\u00e9rer co\u00fbteux, car les \u00e9conomies d\u2019\u00e9chelle et de gamme qui d\u00e9finissent les monopoles d\u2019infrastructure raisonnablement efficaces pourraient \u00eatre perdues et remplac\u00e9es par des concurrents qui font double emploi et qui sont inefficaces.<\/p>\n

Ce que promet le transfert des fonctions \u00e0 des march\u00e9s concurrentiels c\u2019est que, en laissant les investisseurs priv\u00e9s, plut\u00f4t que les gouvernements ou les organismes de r\u00e8glementation, d\u00e9terminer les d\u00e9cisions en mati\u00e8re d\u2019investissement et de ressources et prendre les risques commerciaux connexes, on pourra r\u00e9aliser des \u00e9conomies et r\u00e9duire les co\u00fbts pour les consommateurs. Bien que la planification, y compris le choix de la technologie, soit laiss\u00e9e au march\u00e9, l\u2019organisme de r\u00e8glementation doit encore fournir des \u00e9l\u00e9ments cl\u00e9s \u00e0 ces d\u00e9cisions, comme la valeur de la fiabilit\u00e9 (le plafond des prix de l\u2019\u00e9nergie) ou le degr\u00e9 de fiabilit\u00e9 n\u00e9cessaire (le volume d\u2019approvisionnement en capacit\u00e9).<\/p>\n

Les structures non marchandes fonctionnent diff\u00e9remment. Toute la complexit\u00e9 de l\u2019exploitation, de la planification et de la coordination du r\u00e9seau \u00e9lectrique est laiss\u00e9e aux fournisseurs monopolistiques. Les investisseurs sont \u00e0 l\u2019abri du risque li\u00e9 aux revenus de placement gr\u00e2ce \u00e0 des r\u00e9visions fr\u00e9quentes et durables des taux et \u00e0 des primes de rendement.<\/p>\n

INTRODUCTION D\u2019UN MARCH\u00c9\u00a0DE CAPACIT\u00c9<\/strong><\/p>\n

Depuis le milieu des ann\u00e9es 1990, l\u2019Alberta s\u2019est toujours efforc\u00e9e d\u2019\u00e9tablir un march\u00e9 de gros concurrentiel par l\u2019entremise d\u2019un march\u00e9 \u00ab purement de l\u2019\u00e9nergie \u00bb. Dans les march\u00e9s purement de l\u2019\u00e9nergie, les producteurs ne sont pay\u00e9s que pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 effectivement vendue sur les march\u00e9s de gros ou de services auxiliaires. Il n\u2019y a pas de paiement pour la disponibilit\u00e9 de leur capacit\u00e9 \u00e0 fournir de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

Bien qu\u2019il y ait eu quelques am\u00e9liorations, la conception du march\u00e9 purement de l\u2019\u00e9nergie est demeur\u00e9e relativement stable, l\u2019opinion g\u00e9n\u00e9rale \u00e9tant que les investisseurs \u00e9taient financi\u00e8rement dispos\u00e9s \u00e0 construire une nouvelle capacit\u00e9 de production et capables de le faire. En termes simples, la conception du march\u00e9 purement de l\u2019\u00e9nergie offrait suffisamment de certitude quant aux revenus ou au potentiel de hausse pour attirer les investissements.<\/p>\n

De m\u00eame, les fonctions de transport et de distribution, \u00e0 quelques exceptions pr\u00e8s, sont demeur\u00e9es en grande partie des monopoles naturels. L\u2019Alberta Electric System Operator (AESO) a, de fa\u00e7on limit\u00e9e, mis en place des forces concurrentielles en ayant recours \u00e0 l\u2019approvisionnement concurrentiel pour les projets de transport.<\/p>\n

Avec l\u2019\u00e9lection du gouvernement n\u00e9o-d\u00e9mocrate en 2015, un nouvel objectif politique pour le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est apparu. La r\u00e9alisation d\u2019un r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 durable \u00e0 faible \u00e9mission de carbone fait maintenant partie de la politique. Des mesures pr\u00e9cises pour atteindre cet objectif ont \u00e9t\u00e9 incluses dans le Climate Leadership Plan (CLP), annonc\u00e9 en novembre 2015. Le CLP contient des mesures strat\u00e9giques qui auront une incidence importante sur la composition de l\u2019offre de production de l\u2019Alberta d\u2019ici 2030, \u00e0 mesure que les \u00e9missions des unit\u00e9s de charbon seront \u00e9limin\u00e9es et que des quantit\u00e9s importantes de production renouvelable seront ajout\u00e9es.<\/p>\n

Cette modification de la composition de l\u2019offre aura une incidence importante sur la dynamique du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et, par cons\u00e9quent, sur la capacit\u00e9 de la structure du march\u00e9 purement de l\u2019\u00e9nergie de continuer \u00e0 atteindre les objectifs de fiabilit\u00e9 et de co\u00fbt raisonnable, \u00e0 long terme.<\/p>\n

Par cons\u00e9quent, en 2016, l\u2019AESO a recommand\u00e9 au gouvernement que l\u2019Alberta soit mieux servie par l\u2019ajout d\u2019un march\u00e9 de capacit\u00e9. On a d\u00e9termin\u00e9 qu\u2019un march\u00e9 de la capacit\u00e9 \u00e9tait le changement n\u00e9cessaire pour assurer l\u2019atteinte des objectifs, en particulier parce que la conception du march\u00e9 assurerait la fiabilit\u00e9 et r\u00e9mun\u00e9rerait express\u00e9ment les investisseurs pour la production de l\u2019entreprise gr\u00e2ce \u00e0 une source de revenus plus stable.<\/p>\n

La conception \u00e9volu\u00e9e du march\u00e9 comprendra trois march\u00e9s : la capacit\u00e9, l\u2019\u00e9nergie et les services auxiliaires. Dans ce nouveau syst\u00e8me, l\u2019AESO, une entit\u00e9 d\u00e9sign\u00e9e par le gouvernement, d\u00e9terminera et fournira la capacit\u00e9 n\u00e9cessaire pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande pr\u00e9vue. En achetant de la capacit\u00e9 avant la livraison, les consommateurs prennent des risques \u00e0 court terme. En payant les fournisseurs pour la capacit\u00e9 de s\u2019assurer qu\u2019ils sont en place en cas de besoin, plut\u00f4t que seulement une fois que le besoin se fait sentir, pour des niveaux de fiabilit\u00e9 \u00e9quivalents, les consommateurs paient et les fournisseurs re\u00e7oivent une source de revenus plus stable qui peut r\u00e9duire les primes de risque et donc le co\u00fbt pour le consommateur. La nature des accords de capacit\u00e9 peut \u00e9galement \u00eatre mise \u00e0 profit pour r\u00e9soudre les probl\u00e8mes de pouvoir du march\u00e9.<\/p>\n

Diverses modifications l\u00e9gislatives et r\u00e8glementaires ont \u00e9t\u00e9 adopt\u00e9es pour faciliter cette transition, notamment le projet de loi 13, qui a modifi\u00e9 l\u2019Electric Utilities Act<\/em>1<\/sup> et le Capacity Market Regulation<\/em>2<\/sup>, adopt\u00e9 en d\u00e9cembre 2018.<\/p>\n

Dans le cadre de ce nouveau processus r\u00e8glementaire, l\u2019AESO demande \u00e0 l\u2019AUC l\u2019approbation provisoire des r\u00e8gles n\u00e9cessaires \u00e0 la mise en \u0153uvre et \u00e0 l\u2019exploitation du march\u00e9 de capacit\u00e9. Les r\u00e8gles du march\u00e9 de capacit\u00e9 seront \u00e9labor\u00e9es en deux \u00e9tapes. Tout d\u2019abord, un ensemble de r\u00e8gles provisoires essentielles \u00e0 la mise en \u0153uvre et \u00e0 l\u2019exploitation de la premi\u00e8re ench\u00e8re sur le march\u00e9 de capacit\u00e9 par l\u2019AESO sera examin\u00e9 par l\u2019AUC, et une d\u00e9cision sera rendue d\u2019ici le 31 juillet 2019. L\u2019objectif est que la pr\u00e9paration de la premi\u00e8re ench\u00e8re commence \u00e0 la fin de 2019 et qu\u2019une autre ench\u00e8re ait lieu \u00e0 la mi-2020.<\/p>\n

De plus, l\u2019AUC doit examiner le premier ensemble de r\u00e8gles et prendre une d\u00e9cision dans le cadre de son processus normal au plus tard 18 mois apr\u00e8s le 31 juillet 2019.<\/p>\n

Le processus en deux \u00e9tapes permettra un examen complet des r\u00e8gles du march\u00e9 de capacit\u00e9 qui n\u2019auraient peut-\u00eatre pas pu \u00eatre appliqu\u00e9es en raison de contraintes de temps au cours de la proc\u00e9dure provisoire initiale.<\/p>\n

L\u2019audience publique de l\u2019AUC pour l\u2019examen des r\u00e8gles provisoires doit commencer le 22 avril et se terminer le 7 juin.<\/p>\n

Le 16 avril, le Parti conservateur unifi\u00e9 (PUC) dirig\u00e9 par Jason Kenny a remport\u00e9 la majorit\u00e9, ce qui a entra\u00een\u00e9 un changement par rapport au pr\u00e9c\u00e9dent gouvernement n\u00e9o-d\u00e9mocrate dirig\u00e9 par le premier ministre Notley. On s\u2019attend \u00e0 ce que le PUC apporte un certain nombre de changements au secteur de l\u2019\u00e9nergie et au march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et, en particulier, on a l\u2019intention de tenir des consultations sur la question de savoir si l\u2019Alberta devrait revenir \u00e0 un march\u00e9 purement de l\u2019\u00e9nergie ou cr\u00e9er un march\u00e9 de capacit\u00e9 \u2013 en faisant rapport aux Albertains dans les 90 jours.<\/p>\n

La tendance \u00e0 acheter directement la quantit\u00e9 de capacit\u00e9 n\u00e9cessaire sur un march\u00e9 de capacit\u00e9 r\u00e9duit la d\u00e9pendance \u00e0 l\u2019\u00e9gard des forces concurrentielles pour guider le moment de l\u2019entr\u00e9e sur le march\u00e9. La d\u00e9cision d\u2019introduire une conception de march\u00e9 de capacit\u00e9 conjointement avec la structure de la \u00ab politique \u00e0 faibles \u00e9missions de carbone \u00bb a \u00e9t\u00e9 motiv\u00e9e par l\u2019incertitude \u00e0 savoir si l\u2019approche de \u00ab march\u00e9 purement de l\u2019\u00e9nergie \u00bb apporterait une certitude suffisante en termes de revenus et d\u2019approvisionnement \u00e0 un co\u00fbt raisonnable tout en tenant compte des objectifs en mati\u00e8re de changements climatiques.<\/p>\n

LA CONCURRENCE DANS UNE FONCTION MONOPOLISTIQUE?<\/strong><\/p>\n

Bien que le gouvernement de l\u2019Alberta prenne des mesures pour reprendre un certain contr\u00f4le dans le secteur de la production de gros, l\u2019AUC envisage l\u2019introduction \u00e9ventuelle des forces du march\u00e9 dans le r\u00e9seau de distribution monopolistique.<\/p>\n

Stimul\u00e9e par les progr\u00e8s technologiques, notamment en mati\u00e8re d\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique, de r\u00e9ponse \u00e0 la demande, de ressources \u00e9nerg\u00e9tiques d\u00e9centralis\u00e9es et de stockage de l\u2019\u00e9nergie, entre autres, l\u2019AUC a dirig\u00e9 un processus visant \u00e0 \u00e9valuer en profondeur les r\u00e9percussions que cette marche vers la modernisation aura sur le r\u00e9seau de distribution de l\u2019Alberta.<\/p>\n

L\u2019organisme de r\u00e8glementation souhaite comprendre comment ces changements \u00e9ventuels au r\u00e9seau de distribution pourraient avoir une incidence sur les tarifs et les structures du march\u00e9.<\/p>\n

Historiquement, l\u2019AUC a assist\u00e9 \u00e0 l\u2019introduction de nouvelles technologies, mais elles ont largement \u00e9t\u00e9 examin\u00e9es de fa\u00e7on fragment\u00e9e dans le cadre de diverses applications ponctuelles. Plut\u00f4t que d\u2019examiner les technologies en vase clos, l\u2019enqu\u00eate \u00e9valuera le potentiel des nouvelles technologies, d\u00e9terminera si et comment des march\u00e9s concurrentiels pourraient offrir ces technologies aux consommateurs et si les structures tarifaires actuelles devront \u00e9voluer pour appuyer la transition technologique.<\/p>\n

L\u2019enqu\u00eate de l\u2019AUC, annonc\u00e9e \u00e0 la fin de l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re et dont la port\u00e9e a \u00e9t\u00e9 pr\u00e9cis\u00e9e le 29 mars 2019, vise \u00e0 mieux comprendre la fa\u00e7on dont ces nouveaux investissements et changements op\u00e9rationnels potentiels influeront sur l\u2019approche r\u00e8glementaire traditionnelle, notamment la planification du r\u00e9seau, les structures tarifaires, les m\u00e9canismes de recouvrement des co\u00fbts et les incitatifs, et \u00e0 obtenir des conseils \u00e0 cet effet.<\/p>\n

Il importe de noter que la Commission a \u00e9largi la port\u00e9e initiale de l\u2019enqu\u00eate, passant d\u2019un simple examen du r\u00e9seau de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 un examen des r\u00e9percussions sur le r\u00e9seau de distribution de gaz naturel.<\/p>\n

L\u2019enqu\u00eate a \u00e9t\u00e9 divis\u00e9e en trois modules : un examen de la technologie, un examen des mod\u00e8les de prestation et des structures de march\u00e9 et, enfin, un examen des r\u00e9percussions sur les structures tarifaires. L\u2019AUC terminera le premier module \u00e0 l\u2019automne 2019 et pr\u00e9voit publier son rapport d\u2019enqu\u00eate au d\u00e9but de 2020.<\/p>\n

Il importe \u00e9galement de noter que la Commission ne prendra aucune d\u00e9cision finale dans le cadre de ce processus. Les travaux m\u00e8neront plut\u00f4t \u00e0 une s\u00e9rie de proc\u00e9dures futures visant \u00e0 examiner les changements \u00e0 apporter aux structures tarifaires, \u00e0 la conception des tarifs et aux modalit\u00e9s de service des services publics.<\/p>\n

CONCLUSION<\/strong><\/p>\n

Le r\u00e9seau \u00e9lectrique de l\u2019Alberta \u00e9volue. La cl\u00e9 \u00e0 cette \u00e9volution est de comprendre quels \u00e9l\u00e9ments fonctionnels du r\u00e9seau peuvent \u00eatre confi\u00e9s \u00e0 des march\u00e9s concurrentiels et lesquels doivent \u00eatre consid\u00e9r\u00e9s comme des fonctions monopolistiques. Paradoxalement, l\u2019\u00e9volution en Alberta tend \u00e0 introduire un contr\u00f4le plus central dans ce qui \u00e9tait autrefois une fonction intrins\u00e8quement concurrentielle, tout en introduisant potentiellement des forces concurrentielles dans ce qui \u00e9tait une fonction intrins\u00e8quement monopolistique.<\/p>\n

    \n
  1. Electric Utilities Act, <\/em>SA 2003, c E-5.1.<\/li>\n
  2. Capacity Market Regulation, <\/em>Alta Reg 260\/2018.<\/li>\n<\/ol>\n

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    L\u2019Alberta a \u00e9t\u00e9 la premi\u00e8re province canadienne \u00e0 mettre en place un march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique restructur\u00e9. 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