C<\/span>omme bon nombre d\u2019autres territoires de comp\u00e9tence dans le monde, l\u2019Alberta a vu son r\u00e9seau \u00e9lectrique subir d\u2019importants changements \u00e0 mesure qu\u2019a \u00e9volu\u00e9 son bouquet \u00e9nerg\u00e9tique (c\u2019est-\u00e0-dire les diff\u00e9rentes sources d\u2019\u00e9nergies utilis\u00e9es par la province). Entre 2015 et 2024, la province a connu un d\u00e9clin rapide de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du charbon, qui est pass\u00e9e de 50\u00a0% de la production totale \u00e0 seulement 2\u00a0%, tandis que la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable sous forme \u00e9olienne et solaire a plus que tripl\u00e9, repr\u00e9sentant d\u00e9sormais 17\u00a0% du march\u00e9. Le reste du march\u00e9 est largement assur\u00e9 par la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du gaz naturel, qui repr\u00e9sentait 78 % de la production en 2024[1]<\/a><\/sup>. Or, ces changements exercent de nouvelles pressions sur le mod\u00e8le de march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta, dont les \u00e9l\u00e9ments fondamentaux sont demeur\u00e9s relativement inchang\u00e9s depuis sa cr\u00e9ation en 2001.<\/span><\/p>\n Le pr\u00e9sent article porte sur plusieurs \u00e9l\u00e9ments cl\u00e9s des r\u00e9formes en cours du march\u00e9 de l\u2019Alberta, appel\u00e9es March\u00e9 restructur\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie (\u00ab\u00a0MRE\u00a0\u00bb) de l\u2019Alberta. Le MRE a \u00e9t\u00e9 lanc\u00e9 d\u00e9but 2024, lorsque l\u2019Alberta Electric System Operator (\u00ab\u00a0AESO\u00a0\u00bb), l\u2019organisme charg\u00e9 de la planification et de l\u2019exploitation du r\u00e9seau \u00e9lectrique de l\u2019Alberta, a pr\u00e9sent\u00e9 un rapport contenant des recommandations pour la r\u00e9forme du march\u00e9[2]<\/a><\/sup>. Apr\u00e8s consultation des intervenants, la proposition finale relative au MRE a \u00e9t\u00e9 publi\u00e9e en ao\u00fbt\u00a02025, donnant une image plus claire de l\u2019orientation future du mod\u00e8le de march\u00e9 de l\u2019Alberta[3]<\/a><\/sup>. Tout au long de ce processus, les r\u00e9formes du MRE ont \u00e9t\u00e9 consid\u00e9rablement revues par rapport aux recommandations initiales. Le MRE propos\u00e9 comprend un certain nombre de r\u00e9formes importantes, tout en conservant toutefois plusieurs caract\u00e9ristiques uniques du mod\u00e8le relativement simpliste du march\u00e9 albertain. Bien que l\u2019on puisse affirmer que le march\u00e9 de cette province a bien fonctionn\u00e9 dans le pass\u00e9 et que sa simplicit\u00e9 repr\u00e9sente un atout et non un inconv\u00e9nient, l\u2019\u00e9volution de l\u2019\u00e9ventail des technologies et la croissance pr\u00e9vue de la demande exercent maintenant des pressions distinctes sur le contexte actuel.<\/span><\/p>\n Les difficult\u00e9s auxquelles est confront\u00e9 le march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta ne sont pas uniques. De nombreux territoires de comp\u00e9tence dans le monde ont adopt\u00e9 des \u00e9l\u00e9ments de march\u00e9 sophistiqu\u00e9s pour faire face aux d\u00e9fis \u00e0 court et \u00e0 long terme d\u00e9coulant de la transition \u00e9nerg\u00e9tique vers une production accrue d\u2019\u00e9nergies renouvelables. Le pr\u00e9sent article s\u2019appuie sur l\u2019exp\u00e9rience consid\u00e9rable et les donn\u00e9es empiriques de diff\u00e9rentes r\u00e9gions du monde entier en vue de mettre en \u00e9vidence plusieurs compromis cl\u00e9s propos\u00e9s dans la derni\u00e8re proposition de mod\u00e8le du MRE de l\u2019Alberta.<\/span><\/p>\n 2. LE MOD\u00c8LE DE MARCH\u00c9 DE L\u2019ALBERTA ET SES D\u00c9FIS CROISSANTS<\/strong><\/p>\n Le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta s\u2019appuie sur des m\u00e9canismes \u00e9tablis depuis la refonte de son march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en 2001, qui \u00e9tait auparavant caract\u00e9ris\u00e9 par des monopoles r\u00e9gionaux verticalement int\u00e9gr\u00e9s. Bien qu\u2019il s\u2019agisse de l\u2019une des deux seules provinces canadiennes \u00e0 avoir remani\u00e9 son march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, l\u2019autre \u00e9tant l\u2019Ontario, de nombreuses r\u00e9gions du monde ont restructur\u00e9 le leur en mettant en place divers cadres institutionnels et \u00e9l\u00e9ments de conception.<\/span><\/p>\n De fa\u00e7on g\u00e9n\u00e9rale, le march\u00e9 de gros de l\u2019\u00e9nergie actuel de l\u2019Alberta repose sur un march\u00e9 horaire unique o\u00f9 les producteurs soumettent des offres pour fournir de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. L\u2019AESO recueille ces offres, les classe par ordre croissant de co\u00fbt jusqu\u2019\u00e0 ce que l\u2019offre permette de r\u00e9pondre \u00e0 la demande. L\u2019offre retenue d\u00e9termine le prix horaire (uniforme) d\u2019\u00e9quilibre du march\u00e9 qui s\u2019applique \u00e0 l\u2019ensemble de la province. Les offres doivent se situer entre 0 $\/MWh et 999,99 $\/MWh, avec un plafond de 1\u00a0000\u00a0$\/MWh qui peut \u00eatre atteint en cas de p\u00e9nurie.<\/span><\/p>\n Le march\u00e9 de l\u2019Alberta est ce que l\u2019on appelle souvent un march\u00e9 \u00ab\u00a0\u00e9nerg\u00e9tique unique\u00a0\u00bb (energy-only market<\/i>). Dans ce contexte, les producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta d\u00e9pendent uniquement des revenus provenant des march\u00e9s de gros de l\u2019\u00e9nergie (et des services auxiliaires) pour couvrir leurs co\u00fbts fixes \u00e9lev\u00e9s li\u00e9s \u00e0 l\u2019investissement dans la capacit\u00e9 de production[4]<\/a><\/sup>. Dans le cadre de cette conception de march\u00e9, l\u2019Alberta a adopt\u00e9 une approche particuli\u00e8re en autorisant les entreprises \u00e0 exercer un pouvoir de march\u00e9 unilat\u00e9ral sous la forme de la r\u00e9tention \u00e9conomique de l\u2019offre (economic withholding<\/i>). Autrement dit, au-del\u00e0 du prix plancher et du prix plafond, les entreprises ne sont g\u00e9n\u00e9ralement pas limit\u00e9es dans les offres qu\u2019elles soumettent sur le march\u00e9 de gros de l\u2019\u00e9nergie, ce qui permet des offres sup\u00e9rieures au co\u00fbt marginal \u00e0 court terme. L\u2019id\u00e9e sous-jacente est que, dans la mesure o\u00f9 il existe un pouvoir de march\u00e9 \u00e0 court terme, celui-ci sera temp\u00e9r\u00e9 par l\u2019entr\u00e9e de nouvelles capacit\u00e9s de production \u00e0 long terme[5]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n L\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est achemin\u00e9e par un r\u00e9seau de transport soumis \u00e0 des contraintes physiques et r\u00e9gi par les lois de la physique qui d\u00e9terminent la mani\u00e8re dont l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 circule dans le r\u00e9seau. Toutefois, la nature physique du r\u00e9seau n\u2019est pas directement prise en compte dans le march\u00e9 de gros qui fixe un prix uniforme pour toute la province de l\u2019Alberta. Historiquement, la congestion du r\u00e9seau de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 a \u00e9t\u00e9 minime en Alberta, en grande partie gr\u00e2ce \u00e0 une politique gouvernementale dite \u00ab\u00a0sans congestion\u00a0\u00bb, qui exige la mise en place d\u2019infrastructures pour garantir l\u2019absence de congestion \u00e0 long terme[6]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n La figure\u00a01 illustre l\u2019\u00e9volution du bouquet \u00e9nerg\u00e9tique de l\u2019Alberta depuis la refonte du march\u00e9 en\u00a02002 jusqu\u2019en\u00a02024. L\u2019alimentation du march\u00e9 est pass\u00e9e, en grande partie, de la domination du charbon au gaz naturel. Bien qu\u2019elles ne repr\u00e9sentent qu\u2019une part relativement faible du march\u00e9 annuel, les \u00e9nergies \u00e9olienne et solaire ont fourni 17\u00a0% de la production totale en\u00a02024, ce qui repr\u00e9sente une forte augmentation au cours de la derni\u00e8re d\u00e9cennie. Or, ce chiffre global masque d\u2019importantes fluctuations horaires attribuables \u00e0 la forte production \u00e9olienne et solaire, qui se traduisent par une fr\u00e9quence accrue des exc\u00e9dents d\u2019approvisionnement, ainsi que par des fluctuations plus importantes de la demande nette \u00e0 satisfaire par la production non renouvelable[7]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Figure 1. Production annuelle (% du total) par technologie de production[8]<\/a><\/sup><\/span><\/b><\/p>\n L\u2019\u00e9volution du march\u00e9 a soulev\u00e9 plusieurs questions urgentes concernant le fonctionnement \u00e0 court terme du r\u00e9seau. Tout d\u2019abord, bien que la province dispose actuellement de suffisamment de centrales aliment\u00e9es au gaz naturel pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande, celles-ci doivent \u00eatre mises en service et pr\u00eates \u00e0 produire. Une partie des producteurs utilisant le gaz naturel encourent des co\u00fbts de d\u00e9marrage \u00e9lev\u00e9s en plus des co\u00fbts variables li\u00e9s \u00e0 la fourniture de la production, dont la mise en service peut n\u00e9cessiter plusieurs heures, voire une journ\u00e9e enti\u00e8re. Pour ces centrales, appel\u00e9es actifs \u00e0 long d\u00e9lai de mise en service (\u00ab\u00a0LDMS\u00a0\u00bb), il n\u2019est g\u00e9n\u00e9ralement pas rentable de les faire fonctionner en permanence, ce qui oblige leur exploitant \u00e0 prendre la d\u00e9cision \u00e9conomique de les mettre en service ou non dans un contexte d\u2019incertitude consid\u00e9rable. Ce m\u00e9canisme d\u2019auto-engagement a suscit\u00e9 des inqui\u00e9tudes croissantes quant \u00e0 la fiabilit\u00e9 \u00e0 court terme en raison de la mise hors service des centrales \u00e0 LDMS dans des conditions de march\u00e9 tendues, un probl\u00e8me signal\u00e9 par le Market Surveillance Administrator (\u00ab\u00a0MSA\u00a0\u00bb \u2013 l\u2019organisme de surveillance du march\u00e9) de l\u2019Alberta[9]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Deuxi\u00e8mement, la croissance des \u00e9nergies renouvelables concentr\u00e9es g\u00e9ographiquement a exerc\u00e9 une pression croissante sur l\u2019infrastructure de transport de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, entra\u00eenant une congestion accrue[10]<\/a><\/sup>. Le march\u00e9 de gros de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Alberta applique un prix unique en temps r\u00e9el qui ne tient pas compte de la congestion. La congestion est g\u00e9r\u00e9e par un processus secondaire de r\u00e9affectation qui ajuste l\u2019offre des centrales afin de r\u00e9soudre les contraintes de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et les compense hors march\u00e9. Ces m\u00e9canismes de r\u00e9affectation ont \u00e9t\u00e9 fortement critiqu\u00e9s dans la litt\u00e9rature en raison de la capacit\u00e9 des entreprises \u00e0 exercer leur pouvoir de march\u00e9 et \u00e0 fausser les r\u00e9sultats du march\u00e9 de gros[11]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n L\u2019AESO, le planificateur du r\u00e9seau de l\u2019Alberta, est tenu de veiller \u00e0 ce que le r\u00e9seau de de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 soit, \u00e0 long terme, exempt congestion. Sans changement de politique, cela n\u00e9cessiterait un accroissement suppl\u00e9mentaire de ce r\u00e9seau de transport afin d\u2019att\u00e9nuer les contraintes. Les co\u00fbts de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sont r\u00e9percut\u00e9s sur les consommateurs et ont augment\u00e9 rapidement au cours de la derni\u00e8re d\u00e9cennie. Cela a donn\u00e9 lieu \u00e0 un d\u00e9bat consid\u00e9rable sur la n\u00e9cessit\u00e9 d\u2019ajuster la politique actuelle de planification de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans la province[12]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Enfin, comme indiqu\u00e9 ci-dessus, l\u2019Alberta se distingue par son approche explicite au sujet de l\u2019exercice d\u2019un pouvoir de march\u00e9 unilat\u00e9ral au moyen de la r\u00e9tention \u00e9conomique de l\u2019offre et son lien avec l\u2019ad\u00e9quation \u00e0 long terme des ressources. Depuis\u00a02021, on observe une augmentation de la concentration du march\u00e9 et une augmentation document\u00e9e de l\u2019exercice d\u2019un pouvoir de march\u00e9 unilat\u00e9ral[13]<\/a><\/sup>. Des donn\u00e9es r\u00e9centes provenant du MSA indiquent que les retenues \u00e9conomiques ont diminu\u00e9 \u00e0 mesure que la capacit\u00e9 de production a augment\u00e9 sur le march\u00e9[14]<\/a><\/sup>. Cependant, la r\u00e9cente augmentation des co\u00fbts de gros de l\u2019\u00e9nergie a relanc\u00e9 le d\u00e9bat sur la n\u00e9cessit\u00e9 de mettre en place des r\u00e8glements suppl\u00e9mentaires pour limiter l\u2019exercice du pouvoir de march\u00e9. Ce d\u00e9bat persistant s\u2019inscrit dans le cadre plus large de la question de l\u2019ad\u00e9quation des ressources \u00e0 long terme, qui consiste \u00e0 \u00e9valuer si les march\u00e9s de gros et les march\u00e9s des services auxiliaires g\u00e9n\u00e8rent des revenus \u00e0 court terme suffisants pour couvrir les co\u00fbts d\u2019investissement \u00e9lev\u00e9s li\u00e9s \u00e0 la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/span><\/p>\n Avant d\u2019aborder le projet de MRE et les r\u00e9formes provisoires mises en place au cours des deux derni\u00e8res ann\u00e9es, la section suivante r\u00e9sume une approche cl\u00e9 adopt\u00e9e dans d\u2019autres territoires de comp\u00e9tence pour relever les d\u00e9fis auxquels l\u2019Alberta est confront\u00e9e.<\/span><\/p>\n 3. MOD\u00c8LES DE MARCH\u00c9S DE L\u2019\u00c9LECTRICIT\u00c9 INT\u00c9GR\u00c9S<\/strong><\/p>\n Le remaniement du march\u00e9 dans d\u2019autres territoires de comp\u00e9tence a \u00e9t\u00e9 fond\u00e9 sur des mod\u00e8les de march\u00e9 sophistiqu\u00e9s pour relever les principaux d\u00e9fis soulign\u00e9s ci-dessus. La pr\u00e9sente section portera sur les mod\u00e8les de march\u00e9 dits int\u00e9gr\u00e9s<\/i>, largement d\u00e9ploy\u00e9s aux \u00c9tats-Unis. Ce cadre de march\u00e9 a \u00e9volu\u00e9 pour tenir compte des caract\u00e9ristiques physiques de l\u2019infrastructure de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et des contraintes unitaires \u00e0 travers une s\u00e9quence de march\u00e9s.<\/span><\/p>\n \u00c0 l\u2019instar de l\u2019Alberta, ces territoires de comp\u00e9tence ont commenc\u00e9 par mettre en place des mod\u00e8les de march\u00e9 simplifi\u00e9s qui visaient principalement \u00e0 \u00e9quilibrer l\u2019offre et la demande globales \u00e0 l\u2019aide d\u2019un prix unique \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du march\u00e9, en r\u00e9solvant les contraintes du r\u00e9seau \u00e0 l\u2019aide de processus secondaires (tels que le m\u00e9canisme de r\u00e9affectation de l\u2019Alberta) afin d\u2019en garantir la faisabilit\u00e9. Cependant, il y a plus de 20\u00a0ans, ces march\u00e9s se sont \u00e9loign\u00e9s de ce mod\u00e8le en vue de relever plusieurs des d\u00e9fis qui cr\u00e9ent actuellement des frictions dans le r\u00e9seau \u00e9lectrique de l\u2019Alberta. Bien que ces march\u00e9s pr\u00e9sentent une multitude de d\u00e9tails techniques et r\u00e8glementaires qui varient selon les territoires de comp\u00e9tence, le pr\u00e9sent article vise \u00e0 mettre en \u00e9vidence deux \u00e9l\u00e9ments communs fondamentaux des march\u00e9s int\u00e9gr\u00e9s : (i)\u00a0le r\u00e8glement multi-march\u00e9s avec un march\u00e9 du prochain jour (\u00ab\u00a0MPJ\u00a0\u00bb) et un march\u00e9 en temps r\u00e9el (\u00ab\u00a0MTR\u00a0\u00bb) physique; (ii)\u00a0la tarification marginale locale (c\u2019est-\u00e0-dire la tarification nodale)[15]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n \u00c0 compter d\u2019une journ\u00e9e avant la livraison en temps r\u00e9el, il existe un MPJ financier o\u00f9 les entreprises soumettent des offres qui repr\u00e9sentent leur volont\u00e9 de fournir de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 diff\u00e9rents points (c\u2019est-\u00e0-dire des n\u0153uds) du r\u00e9seau[16]<\/a><\/sup>. Ce processus d\u2019appel d\u2019offres permet \u00e9galement aux producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de soumettre des \u00ab\u00a0soumissions complexes\u00a0\u00bb qui incluent leurs co\u00fbts de d\u00e9marrage. L\u2019exploitant du r\u00e9seau (l\u2019\u00e9quivalent de l\u2019AESO) examine ces offres et s\u00e9lectionne les centrales qui permettent de minimiser les co\u00fbts propos\u00e9s afin de r\u00e9pondre \u00e0 la demande propre \u00e0 chaque endroit, tout en tenant compte des contraintes physiques du r\u00e9seau de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et des capacit\u00e9s de chaque unit\u00e9. Il en r\u00e9sulte un programme qui, s\u2019il n\u2019y avait aucun changement entre le jour pr\u00e9c\u00e9dent et le temps r\u00e9el, permettrait de fournir physiquement de l\u2019\u00e9nergie aux bons endroits afin d\u2019\u00e9quilibrer l\u2019offre et la demande.<\/span><\/p>\n Cependant, en r\u00e9alit\u00e9, les conditions du march\u00e9 changent apr\u00e8s le MPJ (p.\u00a0ex. en raison de changements dans la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable, la demande du march\u00e9, la disponibilit\u00e9 des centrales de gaz naturel, etc.). Pour g\u00e9rer ces \u00e9carts, l\u2019exploitant du r\u00e9seau utilise un MTR o\u00f9 les producteurs peuvent soumettre des offres qui repr\u00e9sentent des ajustements par rapport \u00e0 leur programme de MPJ. Le MTR est \u00e9galement compens\u00e9 afin de tenir compte des caract\u00e9ristiques physiques du r\u00e9seau ainsi que des capacit\u00e9s et contraintes des centrales gr\u00e2ce \u00e0 un processus appel\u00e9 m\u00e9canisme de r\u00e9gulation \u00e9conomique \u00e0 contraintes de s\u00e9curit\u00e9 (\u00ab\u00a0MRECS\u00a0\u00bb). Contrairement au MPJ, la compensation du MTR s\u2019accompagne d\u2019un engagement physique avec des instructions de r\u00e9partition qui, si elles ne sont pas respect\u00e9es, exposent les entreprises \u00e0 des p\u00e9nalit\u00e9s co\u00fbteuses.<\/span><\/p>\n Le MPJ permet d\u2019\u00e9tablir un calendrier qui repr\u00e9sente un engagement financier \u00e0 fournir un certain niveau de production \u00e0 un endroit pr\u00e9cis du r\u00e9seau. Bien que le MPJ ne s\u2019accompagne pas d\u2019un engagement physique, il comporte un incitatif financier \u00e0 respecter le calendrier du MPJ. Si une entreprise ne respecte pas son calendrier de MPJ, elle doit racheter cette quantit\u00e9 dans le MTR. Cela expose l\u2019entreprise \u00e0 un risque financier qui peut \u00eatre consid\u00e9rable si les conditions du MTR sont strictes (ce qui peut entra\u00eener un prix de MTR tr\u00e8s \u00e9lev\u00e9). En raison de ces forts incitatifs financiers et du fait que le calendrier du MPJ est r\u00e9alisable de par sa conception, la plupart des offres du MPJ aboutissent \u00e0 une livraison physique[17]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n En tenant compte des contraintes physiques du r\u00e9seau, les processus d\u2019\u00e9quilibre du MPJ et du MTR aboutissent \u00e0 des prix propres \u00e0 chaque n\u0153ud du r\u00e9seau. Ces prix refl\u00e8tent le co\u00fbt d\u2019offre pour fournir un MWh d\u2019\u00e9nergie suppl\u00e9mentaire \u00e0 un endroit pr\u00e9cis du r\u00e9seau. Cette conception est appel\u00e9e tarification nodale ou tarification au co\u00fbt marginal en fonction de l\u2019endroit (\u00ab\u00a0TCME\u00a0\u00bb). En l\u2019absence de congestion du r\u00e9seau de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, le co\u00fbt de la demande \u00e0 un n\u0153ud donn\u00e9 est le m\u00eame pour tous les n\u0153uds. Il refl\u00e8te simplement le co\u00fbt de la fourniture d\u2019un MWh suppl\u00e9mentaire \u00e0 partir de la courbe d\u2019offre au niveau du march\u00e9. Cependant, en cas de congestion, les prix peuvent diverger entre les n\u0153uds du r\u00e9seau, refl\u00e9tant ainsi le co\u00fbt li\u00e9 \u00e0 la congestion. Dans ces mod\u00e8les, les producteurs sont souvent confront\u00e9s au prix local du n\u0153ud, tandis que les utilisateurs finaux sont confront\u00e9s \u00e0 un prix moyen pond\u00e9r\u00e9 r\u00e9gional (zonal). Il est important de souligner que ce mod\u00e8le de march\u00e9 traite la congestion dans le cadre du processus d\u2019ench\u00e8res de gros et de r\u00e9partition du march\u00e9. Par cons\u00e9quent, il ne n\u00e9cessite pas de m\u00e9canisme secondaire traitant la congestion \u00e0 l\u2019aide de processus de r\u00e9affectation qui, comme indiqu\u00e9 ci-dessus, ont d\u00e9montr\u00e9 qu\u2019ils cr\u00e9aient des distorsions et des inefficacit\u00e9s sur le march\u00e9.<\/span><\/p>\n De plus, la pr\u00e9sence du MPJ devrait faciliter une planification pr\u00e9alable et une mise en service plus efficaces des centrales \u00e0 LDMS. Les centrales qui passent par le MPJ obtiennent des prix garantis \u00e0 l\u2019avance et, dans le cas de celles \u00e0 LDMS en Alberta, elles ne sont pas confront\u00e9es au m\u00eame d\u00e9fi qui consiste \u00e0 mettre la centrale en service en esp\u00e9rant pouvoir couvrir leurs co\u00fbts de d\u00e9marrage dans le MTR[18]<\/a><\/sup>. Le fait de faciliter les possibilit\u00e9s de couvrir les co\u00fbts dans le MPJ avant le MTR, plus volatil, constitue un avantage plus large des mod\u00e8les de march\u00e9 \u00e0 r\u00e8glements multiples qui ne se limite aux centrales \u00e0 LDMS.<\/span><\/p>\n De plus en plus d\u2019\u00e9tudes d\u00e9montrent les avantages des mod\u00e8les de march\u00e9 multi-r\u00e8glements int\u00e9gr\u00e9s avec une TCME. Des \u00e9tudes concluent que la transition d\u2019un mod\u00e8le de march\u00e9 simplifi\u00e9 vers un mod\u00e8le int\u00e9gr\u00e9 entra\u00eene des am\u00e9liorations \u00e9conomiques consid\u00e9rables en termes d\u2019efficacit\u00e9 op\u00e9rationnelle \u00e0 court terme[19]<\/a><\/sup>. Selon des \u00e9tudes r\u00e9centes, les d\u00e9fis se multiplient dans le contexte des mod\u00e8les de march\u00e9 simplifi\u00e9s et de l\u2019augmentation de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable, ce qui laisse \u00e0 penser que les avantages des mod\u00e8les de march\u00e9 int\u00e9gr\u00e9s pourraient \u00eatre en hausse[20]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Toutefois, il serait n\u00e9gligent de notre part de ne pas mentionner les d\u00e9fis que posent les mod\u00e8les de march\u00e9 int\u00e9gr\u00e9s. Tout d\u2019abord, ceux-ci sont complexes, impliquent une multitude de r\u00e8glements et de r\u00e8gles, et n\u00e9cessitent des mises \u00e0 niveau co\u00fbteuses des logiciels utilis\u00e9s pour compenser les march\u00e9s de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. La litt\u00e9rature fait mention d\u2019autres d\u00e9fis plus techniques que nous aborderons bri\u00e8vement, notamment la lenteur des r\u00e9ponses aux conditions changeantes du march\u00e9 et la r\u00e9duction et la difficult\u00e9 \u00e0 couvrir les co\u00fbts face \u00e0 des prix diff\u00e9rentiels au niveau d\u2019un n\u0153ud du r\u00e9seau[21]<\/a><\/sup>. Cependant, dans l\u2019ensemble, la litt\u00e9rature donne \u00e0 penser que les mod\u00e8les de march\u00e9 int\u00e9gr\u00e9s conduisent \u00e0 des r\u00e9sultats de march\u00e9 plus efficaces \u00e0 court terme et contribuent \u00e0 att\u00e9nuer les d\u00e9fis li\u00e9s \u00e0 l\u2019int\u00e9gration d\u2019une production d\u2019\u00e9nergie renouvelable souvent concentr\u00e9e g\u00e9ographiquement.<\/span><\/p>\n 4. R\u00c9FORMES PROVISOIRES DE L\u2019ALBERTA ET MOD\u00c8LE DE MRE PROPOS\u00c9<\/strong><\/p>\n Maintenant que nous comprenons mieux l\u2019\u00e9volution du march\u00e9 de l\u2019Alberta, les d\u00e9fis auxquels il est confront\u00e9 et les approches utilis\u00e9es dans d\u2019autres territoires de comp\u00e9tence pour att\u00e9nuer ces probl\u00e8mes, nous pouvons nous pencher sur les r\u00e9formes du march\u00e9 en cours et propos\u00e9es en Alberta.<\/span><\/p>\n En mars\u00a02024, le gouvernement de l\u2019Alberta a instaur\u00e9 le Supply Cushion Regulation <\/i>(r\u00e8glement sur la r\u00e9serve d\u2019approvisionnement) afin de r\u00e9pondre aux pr\u00e9occupations selon lesquelles les centrales \u00e0 LDMS soulevaient des questions de fiabilit\u00e9 \u00e0 court terme en ne se mettant pas en marche dans des conditions d\u2019approvisionnement restreintes[22]<\/a><\/sup>. L\u2019approche d\u00e9crite dans ce r\u00e8glement consistait en un m\u00e9canisme non commercial qui activait les centrales \u00e0 LDMS au moyen d\u2019une approche administrative d\u00e9clench\u00e9e lorsque les conditions du march\u00e9 \u00e9taient jug\u00e9es suffisamment tendues. Cette mesure a \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sent\u00e9e comme une mesure provisoire visant \u00e0 r\u00e9pondre aux pr\u00e9occupations en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9 jusqu\u2019\u00e0 ce qu\u2019un processus de r\u00e9forme plus large du march\u00e9 soit mis en \u0153uvre[23]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n En janvier\u00a02024, l\u2019AESO a publi\u00e9 ses premi\u00e8res recommandations concernant des r\u00e9formes plus larges du march\u00e9[24]<\/a><\/sup>. Les r\u00e9formes recommand\u00e9es ont \u00e9t\u00e9 reprises dans une lettre d\u2019orientation du ministre de l\u2019Accessibilit\u00e9 financi\u00e8re et des Services publics du gouvernement de l\u2019Alberta en juillet\u00a02024[25]<\/a><\/sup>. Les r\u00e9formes de haut niveau initialement propos\u00e9es consistaient en une refonte assez globale du march\u00e9, avec une proposition visant \u00e0 adopter bon nombre des caract\u00e9ristiques d\u2019un march\u00e9 int\u00e9gr\u00e9 \u00e0 r\u00e8glements multiples d\u00e9crit ci-dessus. Les \u00e9l\u00e9ments cl\u00e9s explicitement mentionn\u00e9s \u00e9taient les suivants : (i)\u00a0le d\u00e9veloppement d\u2019un march\u00e9 \u00e0 r\u00e8glements multiples avec un MPJ suivi d\u2019un MTR, (ii)\u00a0une approche d\u2019\u00e9quilibre du march\u00e9 qui utilise les offres du MTR pour minimiser le co\u00fbt de la satisfaction de la demande, tout en tenant compte des r\u00e9alit\u00e9s physiques du r\u00e9seau et des contraintes unitaires (le MRECS mentionn\u00e9 ci-dessus), et (iii)\u00a0une d\u00e9cision politique visant \u00e0 s\u2019\u00e9loigner de la politique actuelle \u00ab\u00a0sans congestion\u00a0\u00bb. Ces r\u00e9formes repr\u00e9sentaient un changement radical par rapport au mod\u00e8le de march\u00e9 simplifi\u00e9 existant.<\/span><\/p>\n La proposition de r\u00e9forme initiale a \u00e9t\u00e9 suivie d\u2019un processus d\u2019un an faisant appel aux parties prenantes. En ao\u00fbt\u00a02025, l\u2019AESO a publi\u00e9 sa proposition finale pour le MRE[26]<\/a><\/sup>. Celle-ci a officialis\u00e9 la transition vers la TCME avec une optimisation \u00e9tablie sur le MRECS des co\u00fbts tels qu\u2019offerts dans le MTR, qui est un \u00e9l\u00e9ment central des mod\u00e8les de march\u00e9 int\u00e9gr\u00e9s. Ce mod\u00e8le de march\u00e9 prendra de plus en plus d\u2019importance, car l\u2019Alberta devrait continuer \u00e0 conna\u00eetre des congestions de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 long terme en raison de l\u2019abandon de la politique \u00ab\u00a0sans congestion\u00a0\u00bb. Le passage \u00e0 une gestion de la congestion bas\u00e9e sur le march\u00e9 gr\u00e2ce \u00e0 l\u2019adoption de la TCME permettra d\u2019\u00e9viter les \u00e9cueils et les inefficacit\u00e9s des m\u00e9canismes de redistribution secondaires d\u00e9crits ci-dessus.<\/span><\/p>\n Cependant, on remarque un changement important par rapport \u00e0 la proposition initiale\u00a0: l\u2019Alberta ne passera pas \u00e0 un mod\u00e8le de march\u00e9 \u00e0 r\u00e8glements multiples, c\u2019est-\u00e0-dire qu\u2019il n\u2019y aura pas de march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie du prochain jour financi\u00e8rement contraignant[27]<\/a><\/sup>. Le MRE propos\u00e9 s\u2019en tient plut\u00f4t \u00e0 un processus similaire \u00e0 l\u2019approche provisoire d\u00e9crite dans le r\u00e8glement sur la r\u00e9serve d\u2019approvisionnement. Ce processus, d\u00e9sormais appel\u00e9 mobilisation de ressources de production suppl\u00e9mentaires (\u00ab\u00a0MRPS\u00a0\u00bb), maintient l\u2019approche administrative consistant \u00e0 mettre en service les centrales \u00e0 LDMS lorsque les conditions du march\u00e9 sont pr\u00e9vues comme \u00e9tant suffisamment tendues, avec des garanties de couvrir les co\u00fbts.<\/span><\/p>\n La d\u00e9cision de ne pas mettre en place un march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie du prochain jour r\u00e9duit la complexit\u00e9 du mod\u00e8le de march\u00e9, ce qui constitue un compromis important \u00e0 reconna\u00eetre. Cependant, elle diff\u00e8re de la trajectoire suivie par presque tous les autres march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 restructur\u00e9s dans le monde pour g\u00e9rer les d\u00e9fis croissants li\u00e9s \u00e0 l\u2019int\u00e9gration de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable. Par exemple, la conception d\u2019un MPJ-MTR \u00e0 r\u00e8glements multiples avec une TCME a r\u00e9cemment \u00e9t\u00e9 achev\u00e9e en Ontario dans le cadre du renouvellement de son march\u00e9. La mise en \u0153uvre d\u2019un MPJ financi\u00e8rement contraignant a \u00e9t\u00e9 consid\u00e9r\u00e9e comme une am\u00e9lioration majeure dans le mod\u00e8le de march\u00e9 ontarien[28]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n La derni\u00e8re proposition concernant le MRE oriente l\u2019Alberta vers un mod\u00e8le de march\u00e9 qui se rapproche davantage de celui utilis\u00e9 depuis plus de 20\u00a0ans \u00e0 Singapour et en Nouvelle-Z\u00e9lande[29]<\/a><\/sup>. Ces mod\u00e8les de march\u00e9 comportent des syst\u00e8mes de r\u00e8glement unique avec des MTR et une TCME. Des travaux r\u00e9cents men\u00e9s dans le contexte n\u00e9o-z\u00e9landais ont mis en \u00e9vidence les d\u00e9fis li\u00e9s \u00e0 la fiabilit\u00e9 de ce mod\u00e8le de march\u00e9 dans un contexte d\u2019augmentation de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable[30]<\/a><\/sup>. Ce mod\u00e8le de march\u00e9 constitue une am\u00e9lioration par rapport au mod\u00e8le simplifi\u00e9 historique de l\u2019Alberta, mais il ne permet pas de b\u00e9n\u00e9ficier de plusieurs des avantages cl\u00e9s offerts par les MPJ, notamment un m\u00e9canisme bas\u00e9 sur le march\u00e9 pour faciliter les d\u00e9cisions efficaces de \u00ab\u00a0mise en service\u00a0\u00bb de centrales \u00e0 LDMS et un moyen pour les producteurs et les consommateurs de se prot\u00e9ger contre le risque de prix avant le MTR, g\u00e9n\u00e9ralement plus volatil.<\/span><\/p>\n En r\u00e9sum\u00e9, le mod\u00e8le de MRE propos\u00e9 comprend plusieurs r\u00e9formes importantes du march\u00e9, notamment la transition vers la TCME, une optimisation plus sophistiqu\u00e9e du MTR afin de tenir compte des r\u00e9alit\u00e9s physiques du r\u00e9seau et des technologies de production, ainsi que des am\u00e9liorations suppl\u00e9mentaires des march\u00e9s des services auxiliaires qui d\u00e9passent le cadre du pr\u00e9sent article. Cependant, la d\u00e9cision de ne pas adopter un MPJ s\u2019accompagne d\u2019un compromis entre la volont\u00e9 de r\u00e9duire la complexit\u00e9 du mod\u00e8le de march\u00e9 et les avantages bien document\u00e9s des mod\u00e8les de MPJ-MTR \u00e0 r\u00e8glements multiples.<\/span><\/p>\n 5. AD\u00c9QUATION DES RESSOURCES \u00c0 LONG TERME<\/strong><\/p>\n Une grande partie des questions abord\u00e9es dans le pr\u00e9sent article ont port\u00e9 sur le fonctionnement \u00e0 court terme du march\u00e9. Cependant, une tension persistante en Alberta, et plus largement dans tout mod\u00e8le de march\u00e9 restructur\u00e9, consiste \u00e0 concevoir un march\u00e9 qui favorise des investissements suffisants dans la capacit\u00e9 de production afin de garantir un approvisionnement permettant de r\u00e9pondre \u00e0 la demande \u00e0 (presque) tout moment. C\u2019est ce que l\u2019on appelle souvent la promotion de l\u2019ad\u00e9quation des ressources \u00e0 long terme. Il est important de souligner bri\u00e8vement comment le MRE propos\u00e9 interagit avec ces objectifs \u00e0 long terme[31]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Dans presque tous les territoires de comp\u00e9tence o\u00f9 les march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie ont \u00e9t\u00e9 restructur\u00e9s, des limites sont impos\u00e9es aux niveaux des prix de gros. En Alberta, le plafond des prix de gros est fix\u00e9 \u00e0 1\u00a0000\u00a0$\/MWh. L\u2019existence de ces plafonds de prix de gros a donn\u00e9 lieu \u00e0 un d\u00e9bat de longue date sur la question de savoir si les investissements dans les capacit\u00e9s de production seront suffisants sur les march\u00e9s restructur\u00e9s[32]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Comme nous l\u2019avons vu \u00e0 la section\u00a02, le cadre r\u00e8glementaire de l\u2019Alberta adopte une position unique selon laquelle le pouvoir de march\u00e9 unilat\u00e9ral fait partie int\u00e9grante du mod\u00e8le de march\u00e9. Celui-ci permet de compenser les inefficacit\u00e9s \u00e0 court terme dues au pouvoir de march\u00e9 par des signaux d\u2019investissement \u00e0 long terme, c\u2019est-\u00e0-dire qu\u2019\u00e0 long terme, l\u2019entr\u00e9e de nouveaux acteurs sur le march\u00e9 devrait discipliner celui-ci. L\u2019Alberta a connu des p\u00e9riodes d\u2019exercice consid\u00e9rable du pouvoir de march\u00e9 lorsque les conditions du march\u00e9 \u00e9taient tendues, suivies d\u2019investissements dans les capacit\u00e9s et d\u2019une baisse des prix de gros de l\u2019\u00e9nergie dans la province[33]<\/a><\/sup>. Malgr\u00e9 les d\u00e9fis associ\u00e9s \u00e0 ce cycle d\u2019expansion et de ralentissement, le mod\u00e8le de march\u00e9 de l\u2019Alberta a r\u00e9ussi \u00e0 promouvoir des investissements suffisants en mati\u00e8re de capacit\u00e9.<\/span><\/p>\n En\u00a02024, apr\u00e8s plusieurs ann\u00e9es de prix de gros \u00e9lev\u00e9s et d\u2019un pouvoir de march\u00e9 important, le gouvernement de l\u2019Alberta a adopt\u00e9 le r\u00e8glement sur l\u2019att\u00e9nuation du pouvoir de march\u00e9 \u00e0 titre de mesure provisoire jusqu\u2019\u00e0 la mise en \u0153uvre de r\u00e9formes plus larges dans le MRE[34]<\/a><\/sup>. Le r\u00e8glement sert de \u00ab\u00a0soupape de s\u00e9curit\u00e9\u00a0\u00bb qui \u00e9value si les entreprises ont g\u00e9n\u00e9r\u00e9 des revenus excessifs li\u00e9s \u00e0 leur pouvoir de march\u00e9, au-del\u00e0 des niveaux jug\u00e9s n\u00e9cessaires pour promouvoir les signaux d\u2019investissement \u00e0 long terme dans les capacit\u00e9s. Une fois qu\u2019il est \u00e9tabli que les producteurs ont g\u00e9n\u00e9r\u00e9 des revenus suffisants, des limites sont impos\u00e9es aux offres de centrales de gaz naturel appartenant aux grands producteurs.<\/span><\/p>\n Dans le mod\u00e8le final de MRE propos\u00e9 par l\u2019AESO, cette approche provisoire de \u00ab\u00a0soupape de s\u00e9curit\u00e9\u00a0\u00bb constituera un \u00e9l\u00e9ment central du mod\u00e8le de march\u00e9, avec quelques ajustements dans les d\u00e9tails. De plus, le plafond des prix de gros sera port\u00e9 \u00e0 3\u00a0000\u00a0$\/MWh, ce qui se rapproche des niveaux observ\u00e9s dans d\u2019autres territoires de comp\u00e9tence, afin de mieux signaler la raret\u00e9 dans le r\u00e9seau et d\u2019encourager les investissements. Enfin, un plafond d\u2019offre (repr\u00e9sentant un plafond pour les offres des entreprises) de 1\u00a0500\u00a0$\/MWh sera initialement mis en place, puis port\u00e9 \u00e0\u00a02 000\u00a0$\/MWh en\u00a02032. Les prix d\u2019\u00e9quilibre du march\u00e9 (mais non les offres) peuvent d\u00e9passer le plafond des offres pour atteindre le plafond des prix de gros gr\u00e2ce \u00e0 un m\u00e9canisme administratif de tarification en cas de p\u00e9nurie qui se d\u00e9clenche lorsque le march\u00e9 se tourne vers les march\u00e9s des services auxiliaires en raison d\u2019une offre limit\u00e9e sur le march\u00e9 de gros. Ces approches administratives de tarification en cas de raret\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 largement d\u00e9ploy\u00e9es sur les march\u00e9s am\u00e9ricains afin de renforcer les signaux de prix lors de p\u00e9riodes de raret\u00e9[35]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Cependant, cette approche fond\u00e9e sur la tarification de la raret\u00e9 et le pouvoir de march\u00e9 diff\u00e8re des approches adopt\u00e9es dans la majorit\u00e9 des autres territoires de comp\u00e9tence. En particulier, bien que le MRE propos\u00e9 impose d\u00e9sormais davantage de r\u00e8glements en mati\u00e8re d\u2019ench\u00e8res afin de limiter ce qui est consid\u00e9r\u00e9 comme un pouvoir de march\u00e9 excessif, il reste nettement moins restrictif que les approches d\u2019att\u00e9nuation des ench\u00e8res adopt\u00e9es dans d\u2019autres territoires de comp\u00e9tence[36]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Afin d\u2019apaiser les inqui\u00e9tudes relatives \u00e0 l\u2019ad\u00e9quation des ressources, d\u2019autres territoires de comp\u00e9tence (dont la r\u00e8glementation en mati\u00e8re de pouvoir de march\u00e9 est plus stricte) ont adopt\u00e9 des m\u00e9canismes de paiement de capacit\u00e9. Il s\u2019agit de march\u00e9s distincts qui interviennent g\u00e9n\u00e9ralement plusieurs ann\u00e9es avant la livraison effective de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et qui visent \u00e0 combler l\u2019\u00e9cart entre le co\u00fbt des investissements en capacit\u00e9 et les revenus attendus des march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie. Cependant, de plus en plus d\u2019\u00e9tudes soulignent les probl\u00e8mes consid\u00e9rables li\u00e9s aux m\u00e9canismes de capacit\u00e9, notamment leur grande complexit\u00e9, leurs co\u00fbts de fonctionnement, leurs exigences r\u00e8glementaires \u00e9lev\u00e9es et leur incompatibilit\u00e9 avec la croissance des \u00e9nergies renouvelables[37]<\/a><\/sup>. L\u2019Alberta a envisag\u00e9 d\u2019adopter un march\u00e9 de capacit\u00e9 en\u00a02016. Toutefois, en\u00a02019, le passage \u00e0 un march\u00e9 de capacit\u00e9 a \u00e9t\u00e9 abandonn\u00e9[38]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Les solutions de rechange aux march\u00e9s de capacit\u00e9 qui reposent sur des contrats financiers \u00e0 plus long terme ont gagn\u00e9 en popularit\u00e9 dans les d\u00e9bats politiques actuels[39]<\/a><\/sup>. Sans entrer dans les d\u00e9tails, cette approche vise essentiellement \u00e0 faciliter les opportunit\u00e9s de couverture des risques \u00e0 long terme qui n\u2019existent pas actuellement, dans le but de r\u00e9duire les h\u00e9sitations \u00e0 entreprendre des investissements importants et co\u00fbteux dans les capacit\u00e9s de production dans un environnement tr\u00e8s incertain. Cependant, l\u2019utilisation de ces m\u00e9canismes plus novateurs n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 propos\u00e9e dans le MRE.<\/span><\/p>\n Les r\u00e9formes provisoires et la proposition finale du MRE adoptent une approche relativement conservatrice en mati\u00e8re d\u2019ad\u00e9quation des ressources, avec des \u00e9l\u00e9ments suppl\u00e9mentaires de mod\u00e8le de march\u00e9 visant \u00e0 renforcer les signaux de prix du march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie et de nouveaux outils r\u00e8glementaires visant \u00e0 limiter l\u2019exercice d\u2019un pouvoir de march\u00e9 excessif. Si le mod\u00e8le de march\u00e9 de l\u2019Alberta a r\u00e9ussi \u00e0 promouvoir l\u2019ad\u00e9quation des ressources gr\u00e2ce \u00e0 cette conception, on peut se demander si cette approche continuera \u00e0 porter ses fruits compte tenu de l\u2019incertitude et de la variabilit\u00e9 croissantes des prix de l\u2019\u00e9nergie qui accompagnent la croissance de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable.<\/span><\/p>\n 6. CONCLUSIONS<\/strong><\/p>\n Confront\u00e9e \u00e0 une transition consid\u00e9rable dans la composition de ses ressources de production, l\u2019Alberta a entrepris des r\u00e9formes du march\u00e9 afin de relever les d\u00e9fis croissants et de faire face aux pressions sur les co\u00fbts. Les r\u00e9formes propos\u00e9es apportent plusieurs changements importants au mod\u00e8le actuel de march\u00e9, en adoptant des caract\u00e9ristiques cl\u00e9s qui existent dans d\u2019autres march\u00e9s plus sophistiqu\u00e9s. Cependant, le MRE propos\u00e9 reste ancr\u00e9 dans plusieurs \u00e9l\u00e9ments cl\u00e9s du mod\u00e8le de march\u00e9 qui sont propres \u00e0 l\u2019Alberta. Si cela permet de pr\u00e9server la simplicit\u00e9 du mod\u00e8le de march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Alberta, les \u00e9l\u00e9ments plus sophistiqu\u00e9s, mais complexes (tels que l\u2019utilisation du MPJ \u00e0 r\u00e8glements multiples), pr\u00e9sentent des avantages distincts. L\u2019avenir nous dira si ces d\u00e9cisions entra\u00eeneront de nouvelles r\u00e9formes du march\u00e9 \u00e0 l\u2019avenir.\u00a0<\/span><\/p>\n \u00a0<\/span><\/p>\n * David\u00a0Brown est professeur d\u2019\u00e9conomie \u00e0 l\u2019Universit\u00e9 de l\u2019Alberta et est titulaire de la Chaire de recherche du Canada en \u00e9conomie et politique \u00e9nerg\u00e9tiques. Il est \u00e9galement professeur affili\u00e9 au Programme sur l\u2019\u00e9nergie et le d\u00e9veloppement durable de l\u2019Universit\u00e9 Stanford et pr\u00e9sident (depuis 2020) de la Canadian Association for Energy Economists. Il poss\u00e8de une expertise qui se situe \u00e0 la crois\u00e9e de l\u2019\u00e9conomie de l\u2019\u00e9nergie, de l\u2019organisation industrielle et des politiques r\u00e8glementaires.<\/span><\/p>\n David\u00a0Brown est sous-traitant pour FTI Consulting dans le cadre du projet en cours de l\u2019Alberta Electric System Operator (\u00ab AESO \u00bb) au sujet de la refonte des tarifs d\u2019exploitant ind\u00e9pendant du r\u00e9seau (\u00ab ISO \u00bb). Les points de vue et opinions exprim\u00e9s dans le pr\u00e9sent article sont les siens et ne refl\u00e8tent pas n\u00e9cessairement ceux de FTI Consulting ou de ses clients. M.\u00a0Brown n\u2019a pas eu acc\u00e8s \u00e0 de l\u2019information confidentielle ou non publi\u00e9e concernant les sujets abord\u00e9s dans le pr\u00e9sent article et s\u2019est exclusivement appuy\u00e9 sur des renseignements accessibles au public.<\/span><\/p>\n 1<\/a><\/sup>\u00a0<\/span><\/span>Alberta Utilities Commission, \u00ab\u00a0Annual Electricity Data\u00a0\u00bb, en ligne\u00a0: <auc.ab.ca\/annual-electricity-data<\/a>>.<\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 2<\/a><\/sup> Alberta Electric System Operator, \u00ab\u00a0Alberta\u2019s Restructured Energy Market: AESO Recommendation to the Minister of Affordability and Utilities\u00a0\u00bb (31\u00a0janvier\u00a02024), en ligne (pdf)\u00a0: <aesoengage.aeso.ca\/37884\/widgets\/156642\/documents\/125532<\/a>>.<\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 3<\/a><\/sup> Alberta Electric System Operator, \u00ab\u00a0Restructured Energy Market: Final Design\u00a0\u00bb (ao\u00fbt\u00a02025), en ligne (pdf)\u00a0: <aeso.ca\/assets\/REM\/Restructured-Energy-Market-Final-Design.pdf<\/a>>.<\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 4<\/a><\/sup> Les services auxiliaires sont des march\u00e9s compl\u00e9mentaires qui garantissent l\u2019\u00e9quilibre entre l\u2019offre et la demande \u00e0 tout moment. Bien que ces march\u00e9s soient essentiels et fassent partie des r\u00e9formes cl\u00e9s du MRE, ils ne font pas l\u2019objet du pr\u00e9sent article.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 5<\/a><\/sup> Pour une analyse plus d\u00e9taill\u00e9e de ce point et des \u00e9l\u00e9ments plus g\u00e9n\u00e9raux au sujet du mod\u00e8le de march\u00e9, voir\u00a0: Derek\u00a0E.\u00a0H.\u00a0Olmstead et Matt\u00a0J.\u00a0Ayres, \u00ab\u00a0Notes from a Small Market: The Energy-Only Market in Alberta\u00a0\u00bb (2014) 27:4 Electricity J 102; Voir aussi : David P. Brown et al, \u00ab\u00a0Electricity Market Design with Increasing Renewable Generation: Lessons from Alberta\u00a0| (2025) Electricity J 107484 [Lessons from Alberta<\/em>].<\/span><\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 6<\/a><\/sup> Pour une analyse d\u00e9taill\u00e9e de l\u2019histoire de la politique de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Alberta, voir\u00a0: Gouvernement de l\u2019Alberta, \u00ab\u00a0Transmission Policy Review: Delivering the electricity of Tomorrow\u00a0\u00bb (23\u00a0octobre\u00a02023), en ligne (pdf)\u00a0: minist\u00e8re de l\u2019Abordabilit\u00e9 et des Services publics <ablawg.ca\/wp-content\/uploads\/2023\/11\/Transmission-Policy-Green-Paper-2023.pdf<\/a>>.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 7<\/a><\/sup> En 2024, le prix d\u2019\u00e9quilibre du march\u00e9 \u00e9tait de 0,00\u00a0$\/MWh, en partie gr\u00e2ce \u00e0 la production \u00e9lev\u00e9e d\u2019\u00e9nergie renouvelable pendant 532 heures, battant le record pr\u00e9c\u00e9dent \u00e9tabli en 2023 de 83 heures. Voir Alberta Market Surveillance Administrator (organisme de surveillance du march\u00e9 de l\u2019Alberta), \u00ab\u00a0Quarterly Report for Q4 2024\u00a0\u00bb (f\u00e9vrier\u00a02025) \u00e0 la p 13, en ligne (pdf)\u00a0: Service Alberta <albertamsa.ca\/assets\/Documents\/Quarterly-Report-for-Q4-2024.pdf<\/a>>.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 8<\/a><\/sup> Figure produite \u00e0 partir de la Figure 1 dans Lessons from Alberta<\/em>, supra<\/em> note 5.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 9<\/a><\/sup> Voir Alberta Market Surveillance Administrator, \u00ab\u00a0Quarterly Report for Q2 2024\u00a0\u00bb (ao\u00fbt\u00a02023) \u00e0 la p 34, en ligne (pdf)\u00a0: Service Alberta <albertamsa.ca\/assets\/Documents\/Quarterly-Report-for-Q2-2023.pdf<\/a>>.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n![\"\"](\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2026\/03\/Figure-1-Annual-Generation.png\")
<\/a><\/span><\/p>\n\n