L<\/span>e 1er\u00a0mai\u00a02025, la Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9\u00a0(\u00ab\u00a0SIERE\u00a0\u00bb) de l\u2019Ontario a officiellement lanc\u00e9 son march\u00e9 renouvel\u00e9, connu sous le nom de programme de renouvellement du march\u00e9 (\u00ab\u00a0PRM\u00a0\u00bb). Ce march\u00e9 renouvel\u00e9 repr\u00e9sente la refonte la plus importante du march\u00e9 r\u00e9gi par la SIERE (\u00ab\u00a0MRS\u00a0\u00bb) en Ontario depuis sa cr\u00e9ation en 2002. Bien que ce renouvellement du march\u00e9 ait entra\u00een\u00e9 des centaines, voire des milliers, de changements aux syst\u00e8mes de r\u00e8glement, aux r\u00e8gles du march\u00e9 et aux manuels du march\u00e9, cette refonte ne repose principalement que sur quelques \u00e9l\u00e9ments de conception g\u00e9n\u00e9raux.<\/span><\/p>\n Les sections suivantes donnent un aper\u00e7u de haut niveau des failles connues de l\u2019ancien march\u00e9 qui ont incit\u00e9 la mise en \u0153uvre du programme de renouvellement de march\u00e9. Nous nous pencherons ensuite sur les r\u00e9sultats dans le march\u00e9 renouvel\u00e9 au cours des six premiers mois de sa mise en \u0153uvre. La discussion sur l\u2019ancien march\u00e9 et ses failles demeurera de haut niveau, car la plupart de ces failles ont fait l\u2019objet de discussions (cit\u00e9es en notes en bas de page) approfondies dans plusieurs contextes au cours des deux derni\u00e8res d\u00e9cennies.<\/span><\/p>\n 2. UNE SYMPHONIE DOUCE-AM\u00c8RE : L\u2019ANCIEN MARCH\u00c9 DISPARA\u00ceT ET \u00c9LIMINE LES M\u00c9CANISMES DE COMPRESSION DES PRIX<\/strong><\/p>\n L\u2019ancien march\u00e9 de l\u2019Ontario pr\u00e9sentait un certain nombre de lacunes bien connues. Dans certains cas, ces lacunes auraient d\u00fb \u00eatre corrig\u00e9es dans les quelques ann\u00e9es qui ont suivi le lancement du march\u00e9 en 2002. Pour diverses raisons, ces lacunes se sont ench\u00e2ss\u00e9es dans la conception globale du march\u00e9 et sont devenues certaines des \u00ab\u00a0caract\u00e9ristiques\u00a0\u00bb les plus visibles du march\u00e9 de gros de l\u2019Ontario comparativement \u00e0 un certain nombre d\u2019autres march\u00e9s de gros en Am\u00e9rique du Nord.<\/span><\/p>\n La SIERE et le Comit\u00e9 de surveillance du march\u00e9 (\u00ab\u00a0CSM\u00a0\u00bb) ont mis en \u00e9vidence bon nombre des failles de l\u2019ancien march\u00e9 au cours de ses plus de 20\u00a0ann\u00e9es d\u2019existence. Le rapport le plus complet sur les lacunes du march\u00e9 de gros est le rapport de 2016 du CSM intitul\u00e9 Congestion Payments in Ontario\u2019s Wholesale Electricity Market: An Argument for Market Reform<\/i>. La SIERE a \u00e9galement fourni un examen d\u00e9taill\u00e9 d\u2019un certain nombre de lacunes du march\u00e9 de gros en \u00e9tablissant le dossier de preuve dans un appel des r\u00e8gles du march\u00e9 par un groupe d\u2019exploitants d\u2019unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide[1]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n La SIERE a \u00e9galement pr\u00e9sent\u00e9 son rapport \u00ab Energy Stream Business Case \u00bb pour le programme de renouvellement du march\u00e9, qui faisait \u00e9tat d\u2019\u00e9conomies de 975 millions de dollars sur dix ans, dont 97,5 millions de dollars en \u00e9conomies annuelles d\u00e9coulant de l\u2019\u00e9limination des paiements de CMSC restreints (45 millions de dollars par ann\u00e9e) et de l\u2019efficience du march\u00e9 (52,5 millions de dollars par ann\u00e9e)[2]<\/a><\/sup>. La SIERE a r\u00e9sum\u00e9 les avantages de l\u2019efficience du march\u00e9 comme [traduction] \u00ab une utilisation plus efficiente des interconnexions (en particulier les exportations), un processus am\u00e9lior\u00e9 d\u2019engagement d\u2019unit\u00e9s et une concurrence accrue se traduiront par une meilleure utilisation des actifs et une r\u00e9duction de la consommation de gaz naturel, ce qui permettra d\u2019\u00e9viter le co\u00fbt du carburant \u00bb[3]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Les failles et lacunes les plus notables de l\u2019ancien march\u00e9 sont abord\u00e9es ci-dessous.<\/span><\/p>\n i. Les prix de l\u2019ancien march\u00e9 ne refl\u00e9taient pas les limites physiques du r\u00e9seau (le syst\u00e8me \u00e0 deux bar\u00e8mes)<\/span><\/p>\n Le syst\u00e8me \u00e0 deux bar\u00e8mes de l\u2019ancien march\u00e9 exigeait l\u2019utilisation de deux algorithmes diff\u00e9rents pour r\u00e9partir les unit\u00e9s et \u00e9tablir les prix de gros. Dans l\u2019algorithme de \u00ab\u00a0r\u00e9partition\u00a0\u00bb, les contraintes physiques des diff\u00e9rentes unit\u00e9s et du r\u00e9seau de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 prises en compte afin de r\u00e9partir physiquement les unit\u00e9s et de cr\u00e9er un \u00ab\u00a0bar\u00e8me de r\u00e9partition\u00a0\u00bb. L\u2019algorithme du \u00ab\u00a0march\u00e9\u00a0\u00bb a ensuite \u00e9tabli un \u00ab\u00a0bar\u00e8me du march\u00e9\u00a0\u00bb qui ne tenait pas compte des contraintes physiques des participants au march\u00e9 et du r\u00e9seau de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour cr\u00e9er un prix de compensation du march\u00e9 (\u00ab\u00a0PCM\u00a0\u00bb) uniforme \u00e0 l\u2019\u00e9chelle de la province et utilis\u00e9 pour les r\u00e8glements. Le bar\u00e8me du march\u00e9 \u00e9tait \u00ab\u00a0fictif\u00a0\u00bb, en ce sens qu\u2019il ne tenait pas compte de la fa\u00e7on dont toutes les unit\u00e9s \u00e9taient physiquement r\u00e9parties dans le bar\u00e8me de \u00ab\u00a0r\u00e9partition\u00a0\u00bb et, par cons\u00e9quent, n\u2019\u00e9tait pas fond\u00e9 sur le co\u00fbt et la r\u00e9partition r\u00e9els du r\u00e9seau.<\/span><\/p>\n Les divergences entre les deux bar\u00e8mes ont exig\u00e9 des paiements hors march\u00e9 connus sous le nom de Congestion Management Settlement Credits (\u00ab\u00a0CMSC\u00a0\u00bb), <\/i>ce qui a entra\u00een\u00e9 \u00e0 la fois un certain nombre de probl\u00e8mes d\u2019\u00ab\u00a0agiotage\u00a0\u00bb et des inefficacit\u00e9s \u00e9conomiques globales, comme l\u2019explique en d\u00e9tail le CSM, durant les deux derni\u00e8res d\u00e9cennies[4]<\/a><\/sup>. Elles ont \u00e9galement masqu\u00e9 la r\u00e9alit\u00e9 que le co\u00fbt de la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 diff\u00e9rait selon les diff\u00e9rentes parties du r\u00e9seau en raison de contraintes bien connues li\u00e9es au transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, ce qui entra\u00eenait \u00e0 la fois une r\u00e9partition et une consommation inefficaces.<\/span><\/p>\n ii. L\u2019ancien march\u00e9 reposait sur des programmes d\u2019engagement inefficaces des unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide aliment\u00e9es au gaz<\/span><\/p>\n Lorsque le march\u00e9 de gros a \u00e9t\u00e9 lanc\u00e9 en 2002, il n\u2019existait pas de programme d\u2019engagement pour les unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide, car on s\u2019attendait \u00e0 ce qu\u2019ils d\u00e9pendent enti\u00e8rement des prix de l\u2019\u00e9nergie au moment de l\u2019engagement pour d\u00e9terminer la r\u00e9partition et les revenus d\u2019exploitation. Au fil du temps, la SIERE a \u00e9labor\u00e9 des programmes d\u2019engagement pour le prochain jour ouvrable et en temps r\u00e9el. Le programme de tarification en fonction du co\u00fbt r\u00e9el, appel\u00e9 Real-Time Generator Cost Guarantee (\u00ab\u00a0RT-GCG\u00a0\u00bb), engageait les unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide durant la p\u00e9riode pr\u00e9alable \u00e0 la r\u00e9partition en fonction de leurs co\u00fbts \u00e9nerg\u00e9tiques suppl\u00e9mentaires seulement et ne tenait pas compte d\u2019autres co\u00fbts li\u00e9s au d\u00e9marrage. Le programme de RT-GCG ne tenait pas non plus compte de l\u2019engagement sur plusieurs heures, m\u00eame si la plupart des unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide doivent physiquement demeurer en service pendant de nombreuses heures cons\u00e9cutives. Cela a donn\u00e9 lieu \u00e0 des engagements qui \u00e9taient \u00ab\u00a0inefficaces et d\u00e9savantageux pour les unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide \u00e0 plus faible co\u00fbt\u00a0\u00bb[5]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Dans le contexte de l\u2019ancien march\u00e9, de nombreux exploitants d\u2019unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide pouvaient s\u2019engager eux-m\u00eames dans un programme de RT-GCG qui ne tenait pas compte des conditions \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du syst\u00e8me lorsqu\u2019ils engageaient des ressources \u00e0 long terme. En fait, les exploitants d\u2019unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide pouvaient engager leurs unit\u00e9s eux-m\u00eames lorsque leur production \u00e9tait \u00ab\u00a0\u00e9conomique\u00a0\u00bb \u2013 c.-\u00e0-d. que leur offre de co\u00fbt marginal pour l\u2019approvisionnement \u00e9tait inf\u00e9rieure au prix courant \u2013 pendant la moiti\u00e9 de la dur\u00e9e de fonctionnement minimale.<\/span><\/p>\n Le CSM a pr\u00e9sent\u00e9 des recommandations \u00e0 la SIERE pour rem\u00e9dier aux inefficacit\u00e9s des programmes de garantie \u00e0 plusieurs reprises, et elles ont re\u00e7u presque autant d\u2019attention que les CMSC au cours des 20\u00a0derni\u00e8res ann\u00e9es.<\/span><\/p>\n iii. L\u2019ancien march\u00e9 ne correspondait pas \u00e0 un march\u00e9 journalier financi\u00e8rement contraignant<\/span><\/p>\n Comme dans le cas des programmes d\u2019engagement pour les exploitants d\u2019unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide, il n\u2019y avait pas de march\u00e9 journalier dans le MRS lorsqu\u2019il a \u00e9t\u00e9 lanc\u00e9 en 2002. La SIERE a finalement mis en \u0153uvre ce qu\u2019on a appel\u00e9 le processus d\u2019engagement pour le prochain jour ouvrable en 2006. N\u00e9anmoins, l\u2019engagement pour le prochain jour ouvrable n\u2019\u00e9tait pas financi\u00e8rement contraignant pour les participants au march\u00e9 \u2013 m\u00eame si les exploitants d\u2019unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide pouvaient recevoir une garantie de co\u00fbts dans le processus d\u2019engagement pour le prochain jour ouvrable \u2013 et, par cons\u00e9quent, ne se traduisait pas par une participation pleine ou efficace de nombreuses ressources.<\/span><\/p>\n La SIERE a conclu que le\u00a0manque de ressources pour participer pleinement ou efficacement\u00a0au processus d\u2019engagement pour le prochain jour ouvrable dans l\u2019ancien march\u00e9 avait r\u00e9duit \u00ab\u00a0sa capacit\u00e9 \u00e0 planifier et \u00e0 engager l\u2019ensemble des ressources le moins co\u00fbteux pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande du jour suivant\u00a0\u00bb\u00a0[traduction][6]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n iv. L\u2019ancien march\u00e9 reposait sur des prix li\u00e9s \u00e0 une mont\u00e9e en puissance fictive des unit\u00e9s de production<\/span><\/p>\n Dans l\u2019ancien march\u00e9, l\u2019algorithme du march\u00e9 \u2013 qui d\u00e9terminait les prix horaires et \u00e0 5\u00a0minutes \u2013 supposait que la \u00ab\u00a0mont\u00e9e en puissance\u00a0\u00bb des unit\u00e9s de production \u00e9tait trois fois plus rapide que leur capacit\u00e9 physique r\u00e9elle (c\u2019est-\u00e0-dire qu\u2019il pr\u00e9sumait que la mont\u00e9e en puissance \u00e9tait trois fois plus rapide que ce que permettait leur rendement r\u00e9el). Cette hypoth\u00e8se a \u00e9t\u00e9 explicitement incluse dans l\u2019algorithme du march\u00e9 afin de supprimer la volatilit\u00e9 des prix d\u00e9coulant de la mont\u00e9e et de la descente en puissance rapide des unit\u00e9s. La SIERE elle-m\u00eame a fait remarquer que le triplement du taux entra\u00eenait une \u00ab\u00a0stabilit\u00e9 du prix\u00a0\u00bb et qu\u2019il \u00e9tait \u00ab\u00a0plus probable que des ressources plus lentes et moins co\u00fbteuses fixent le prix\u00a0\u00bb\u00a0[traduction][7]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n v. L\u2019ancien march\u00e9 comprenait une r\u00e9serve de fonctionnement d\u2019urgence (mesures de contr\u00f4le) \u00e0 bas prix<\/span><\/p>\n Dans la colonne d\u2019approvisionnement de la r\u00e9serve de fonctionnement (\u00ab\u00a0RF\u00a0\u00bb), la SIERE a inclus une offre visant \u00e0 r\u00e9duire la tension \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du syst\u00e8me de 3\u00a0% et de 5\u00a0% (ou d\u2019autres mesures d\u2019urgence), ce qui fournirait th\u00e9oriquement des centaines de m\u00e9gawatts suppl\u00e9mentaires en r\u00e9duisant la demande. Cette mesure est ce qu\u2019on appelait la \u00ab\u00a0r\u00e9serve de fonctionnement \u00e0 action de contr\u00f4le\u00a0\u00bb ou CAOR. La principale pr\u00e9occupation n\u2019\u00e9tait pas l\u2019action elle-m\u00eame \u2013 qu\u2019on observe dans d\u2019autres march\u00e9s de gros \u2013 mais plut\u00f4t le prix auquel elle a \u00e9t\u00e9 offerte. La SIERE a ajout\u00e9 la CAOR \u00e0 la RF \u00e0 un prix aussi bas que 30\u00a0$\/MW, ce qui signifie que durant de nombreuses heures, elle a soit supprim\u00e9 les prix de gros, soit cr\u00e9\u00e9 une incertitude quant au montant r\u00e9el de la RF disponible. La SIERE a inclus des offres d\u2019approvisionnement permanentes pour RF repr\u00e9sentant des r\u00e9ductions de tension de 400\u00a0MW pour la RF disponible en 30\u00a0minutes \u00e0 30\u00a0$\/MW, et de 400\u00a0MW pour la RF disponible en 10\u00a0minutes \u00e0 30,10\u00a0$\/MW[8]<\/a><\/sup>. Un autre 400\u00a0MW a \u00e9t\u00e9 inclus pour repr\u00e9senter le non-respect de l\u2019exigence d\u2019une RF disponible en 30\u00a0minutes, avec 200\u00a0MW \u00e0 75\u00a0$\/MW et 200\u00a0MW \u00e0 100\u00a0$\/MW[9]<\/a><\/sup>. Cette quantit\u00e9 RF fictive est importante, \u00e9tant donn\u00e9 que la SIERE pr\u00e9voit habituellement une RF entre 1\u00a0400\u00a0MW et 1\u00a0600\u00a0MW pour chaque heure. Cette situation a fait baisser les prix globaux sur les march\u00e9s de la RF et de l\u2019\u00e9nergie en raison de la co-optimisation.<\/span><\/p>\n vi. L\u2019ancien march\u00e9 n\u2019a pas correctement valoris\u00e9 la circulation de l\u2019\u00e9nergie aux interconnexions<\/span><\/p>\n Selon l\u2019analyse de rentabilisation du PRM de la SIERE, dans l\u2019ancien march\u00e9, \u00ab le prix des importations et des exportations est fond\u00e9 sur un prix sans restriction qui, parfois, surestime ou sous-\u00e9value l\u2019\u00e9nergie circulant dans les interconnexions \u00bb[10]<\/a><\/sup>. La SIERE a soulign\u00e9 que dans l\u2019ancien march\u00e9, si le prix marginal en fonction du lieu pr\u00e8s de l\u2019interconnexion \u00e9tait diff\u00e9rent du prix de compensation du march\u00e9 (CCM) en raison de la congestion, le \u00ab prix \u00e0 l\u2019interconnexion calcul\u00e9 ne sera pas exact et pourrait entra\u00eener des co\u00fbts plus \u00e9lev\u00e9s \u00bb[11]<\/a><\/sup>. Le renouvellement du march\u00e9 \u00ab corrigerait les prix aux interconnexions en tenant compte du prix marginal en fonction du lieu \u00e0 l\u2019interconnexion en plus du (prix de congestion interne) \u00bb[12]<\/a><\/sup>. Selon l\u2019analyse effectu\u00e9e entre 2015 et 2018, la SIERE a conclu que les exportations nettes achemin\u00e9es au MISO et du New York Independent System Operator \u00e9taient respectivement inefficientes \u00e0 9 % et 13 %[13]<\/a><\/sup>. Cela repr\u00e9senterait 4,60 $\/MWh des co\u00fbts engag\u00e9s pour les exportations nettes achemin\u00e9es au MISO et 3,10 $\/MWh pour les exportations nettes achemin\u00e9es au NYISO[14]<\/a><\/sup>. La SIERE a pr\u00e9vu que les \u00ab co\u00fbts li\u00e9s \u00e0 l\u2019inefficience des exportations nettes \u00e9vit\u00e9es par l\u2019am\u00e9lioration des prix aux interconnexions \u00bb se traduiraient par des \u00e9conomies de 28,5 millions de dollars par ann\u00e9e gr\u00e2ce au PRM[15]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n 3. JUSTIFICATION DU PRM : UN AMI AVEC AVANTAGES<\/strong><\/p>\n L\u2019am\u00e9lioration de l\u2019efficience \u00e9conomique du MRS devrait procurer des avantages financiers aux contribuables ontariens, selon la SIERE. Ces avantages s\u2019\u00e9l\u00e8veront \u00e0 plus d\u2019un milliard de dollars en \u00e9conomies au cours des dix premi\u00e8res ann\u00e9es de fonctionnement (soit environ 100\u00a0millions de dollars par ann\u00e9e, ce qui repr\u00e9sente moins de 1\u00a0% de la valeur totale des co\u00fbts d\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario)[16]<\/a><\/sup>. Ces avantages proviennent principalement de ce qui suit\u00a0:<\/span><\/p>\n La SIERE a \u00e9galement soulign\u00e9 les avantages de la \u00ab\u00a0certitude op\u00e9rationnelle\u00a0\u00bb d\u00e9coulant de l\u2019adoption d\u2019un m\u00e9canisme de march\u00e9 journalier financi\u00e8rement contraignant et de la valeur du prix en fonction du lieu qui \u00ab\u00a0pourraient avoir une incidence positive sur les d\u00e9cisions futures en mati\u00e8re d\u2019investissement\u00a0\u00bb [traduction].<\/span><\/p>\n Dans l\u2019ensemble, la conception du march\u00e9 du PRM s\u2019harmonise de fa\u00e7on g\u00e9n\u00e9rale avec celle des march\u00e9s ailleurs en Am\u00e9rique du Nord, particuli\u00e8rement ceux de New York, de la Nouvelle-Angleterre et des \u00c9tats du midwest et de l\u2019est des \u00c9tats-Unis. Bon nombre de ces march\u00e9s sont actifs depuis plusieurs d\u00e9cennies et ont int\u00e9gr\u00e9 presque tous les concepts inclus dans le PRM (\u00e0 l\u2019exception de l\u2019engagement pour la prochaine p\u00e9riode de 27\u00a0heures).<\/span><\/p>\n 4. LA R\u00c9ALIT\u00c9 FAIT MAL : LES SIX PREMIERS MOIS<\/strong><\/p>\n Au moment de la r\u00e9daction du pr\u00e9sent article, le march\u00e9 renouvel\u00e9 est en activit\u00e9 depuis plus de six mois, et on peut maintenant faire un certain nombre d\u2019observations cl\u00e9s au sujet des prix courants et de la r\u00e9partition. Fait important, le march\u00e9 renouvel\u00e9 a fonctionn\u00e9 pendant une saison o\u00f9 la demande atteint un sommet \u2013 habituellement \u00e0 l\u2019\u00e9t\u00e9, bien que les hivers extr\u00eamement froids puissent \u00e9galement mettre \u00e0 l\u2019\u00e9preuve le r\u00e9seau de l\u2019Ontario \u2013 et, par cons\u00e9quent, les r\u00e9sultats du march\u00e9 renouvel\u00e9 sont tributaires d\u2019une p\u00e9riode o\u00f9 le r\u00e9seau fonctionne selon un \u00e9quilibre serr\u00e9 entre l\u2019offre et la demande.<\/span><\/p>\n N\u00e9anmoins, comme pour tous les commentaires sur les march\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 tr\u00e8s volatiles, en particulier ceux qui n\u2019ont encore que six mois d\u2019existence, les r\u00e9sultats relatifs au prix et \u00e0 la r\u00e9partition devraient \u00e9voluer au fil du temps. \u00c0 mesure que l\u2019\u00e9quilibre entre l\u2019offre et la demande \u00e9voluera, notamment avec les remises en \u00e9tat du nucl\u00e9aire, les nouveaux syst\u00e8mes de stockage d\u2019\u00e9nergie par batterie et l\u2019augmentation de la demande du syst\u00e8me, il en ira de m\u00eame des r\u00e9sultats du march\u00e9 \u00e0 mesure que les participants au march\u00e9 r\u00e9agiront aux nouvelles conditions du march\u00e9.<\/span><\/p>\n Les montagnes russes de la volatilit\u00e9 du prix en temps r\u00e9el<\/span><\/b><\/p>\n Les prix ont \u00e9t\u00e9 beaucoup plus volatils sur le march\u00e9 en temps r\u00e9el que sur l\u2019ancien march\u00e9. La figure ci-dessous pr\u00e9sente l\u2019\u00e9cart quotidien moyen entre les heures au prix le plus \u00e9lev\u00e9 et celles au prix le plus bas pour la p\u00e9riode de mai \u00e0 octobre, de 2020 \u00e0 2025. L\u2019\u00e9cart quotidien moyen entre le prix en temps r\u00e9el le plus \u00e9lev\u00e9 et le prix le plus bas en 2025 \u00e9tait de 182\u00a0$\/MWh au cours des six premiers mois du march\u00e9 renouvel\u00e9, soit pr\u00e8s du double de l\u2019\u00e9cart quotidien observ\u00e9 en 2022, l\u2019ann\u00e9e o\u00f9 l\u2019\u00e9cart a \u00e9t\u00e9 le plus \u00e9lev\u00e9 de 2020 \u00e0 2024[17]<\/a><\/sup>. Il convient de souligner que les prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ont connu une forte volatilit\u00e9 en 2022 en raison de la plus grande volatilit\u00e9 des march\u00e9s des produits de base touch\u00e9s par l\u2019invasion russe en Ukraine. L\u2019\u00e9cart quotidien entre les heures au prix le plus \u00e9lev\u00e9 et les heures au prix le plus bas dans le march\u00e9 journalier est sup\u00e9rieur \u00e0 quatre des cinq derni\u00e8res ann\u00e9es de prix, \u00e0 l\u2019exception de 2022.<\/span><\/p>\n La volatilit\u00e9 du prix en temps r\u00e9el dans le march\u00e9 renouvel\u00e9 a moins d\u2019incidence pour la plupart des clients, car la majeure partie de la production est achet\u00e9e sur le march\u00e9 \u00e0 24\u00a0heures \u2013 le march\u00e9 en temps r\u00e9el servant surtout \u00e0 \u00e9quilibrer les \u00e9carts entre les pr\u00e9visions pour le prochain jour et les conditions en temps r\u00e9el du r\u00e9seau. L\u2019achat de toute charge en temps r\u00e9el \u2013 par de grands clients, par exemple, ou par la SIERE pour corriger une erreur de pr\u00e9vision \u2013 est expos\u00e9 \u00e0 cette volatilit\u00e9. N\u00e9anmoins, quelques facteurs sous-jacents expliquent l\u2019augmentation de la volatilit\u00e9 du prix en temps r\u00e9el\u00a0:<\/span><\/p>\n Emplacement, emplacement, emplacement\u00a0: divergence des prix dans l\u2019ensemble du MRS<\/span><\/b><\/p>\n L\u2019un des \u00e9l\u00e9ments cl\u00e9s du renouvellement du march\u00e9 a \u00e9t\u00e9 l\u2019introduction de co\u00fbts marginaux en fonction du lieu, ou CML. Les CML visent \u00e0 fournir un signal de prix plus pr\u00e9cis qui, entre autres caract\u00e9ristiques, am\u00e9liorerait l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9conomique du march\u00e9 de gros en fournissant un signal plus pr\u00e9cis pour la r\u00e9partition, la consommation et l\u2019investissement \u00e0 long terme.<\/span><\/p>\n Compte tenu des prix fictifs historiques, qui \u00e9taient \u00e0 bien des \u00e9gards un substitut pour les CML sur le march\u00e9 renouvel\u00e9, les zones nordiques du MRS ont d\u00fb composer avec des contraintes structurelles de transport pendant de nombreuses heures et de nombreux mois de l\u2019ann\u00e9e qui limitaient la quantit\u00e9 d\u2019\u00e9nergie pouvant \u00eatre achemin\u00e9e aux grands centres de charge dans le sud de l\u2019Ontario. Dans un march\u00e9 o\u00f9 les prix fonction du lieu, les contraintes de transport qui limitent la quantit\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 faible co\u00fbt marginal pouvant \u00eatre achemin\u00e9e du nord au sud de l\u2019Ontario devraient se refl\u00e9ter dans ces prix. On s\u2019attendrait \u00e0 ce que la \u00ab\u00a0valeur\u00a0\u00bb de l\u2019approvisionnement dans le nord de l\u2019Ontario soit inf\u00e9rieure \u00e0 celle de la plupart des autres zones pendant plusieurs heures en raison des contraintes physiques qui limiteraient la quantit\u00e9 pouvant \u00eatre transport\u00e9e. Lorsque toutes les charges et tous les fournisseurs se sont entendus sur le prix courant, qui ne tenait pas compte de l\u2019incidence financi\u00e8re des pertes ou de la congestion li\u00e9es au transport, la valeur de l\u2019approvisionnement ou de la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 diff\u00e9rents points du r\u00e9seau n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 prise en compte.<\/span><\/p>\n Comme on l\u2019esp\u00e9rait (et comme pr\u00e9vu), le march\u00e9 renouvel\u00e9 a mis en \u00e9vidence la valeur de l\u2019offre fonction du lieu en tenant compte des contraintes physiques du r\u00e9seau. Au cours des six premiers mois, le prix moyen dans les zones du nord-ouest et du nord-est \u00e9tait inf\u00e9rieur \u00e0 celui de presque toutes les autres zones du MRS[18]<\/a><\/sup>. Pendant les mois d\u2019\u00e9t\u00e9, la r\u00e9duction \u00e9tait particuli\u00e8rement extr\u00eame, en raison de la forte demande dans les zones m\u00e9ridionales \u2013 o\u00f9 la plus grande partie de la charge est produite \u2013 et des contraintes physiques qui ont limit\u00e9 l\u2019approvisionnement \u00e0 partir du Nord-Est et du Nord-Ouest, et qui ont exig\u00e9 la r\u00e9partition d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir de ressources \u00e0 co\u00fbt marginal plus \u00e9lev\u00e9 dans le Sud.<\/span><\/p>\n <\/p>\n Tout sauf r\u00e9serv\u00e9\u00a0: les prix de la RF grimpent plus haut<\/span><\/b><\/p>\n La co-optimisation entre les prix de l\u2019\u00e9nergie et ceux de la RF est une constante entre l\u2019ancien march\u00e9 et le march\u00e9 renouvel\u00e9. La co-optimisation d\u00e9termine le co\u00fbt global le plus bas pour fournir de l\u2019\u00e9nergie et assurer une RF. Pendant les p\u00e9riodes o\u00f9 l\u2019offre de la RF est suffisante, la co-optimisation a peu ou pas d\u2019incidence sur le prix de l\u2019\u00e9nergie. Cependant, lorsque la RF est en situation de p\u00e9nurie, le prix de la RF peut exercer des pressions \u00e0 la hausse sur le prix de l\u2019\u00e9nergie.<\/span><\/p>\n Dans le cadre du PRM, la SIERE a remplac\u00e9 sa politique consistant \u00e0 inclure le CAOR dans la colonne de l\u2019approvisionnement de la RF \u00e0 un prix variant entre 30\u00a0$\/MW et 100\u00a0$\/MW par ce qu\u2019on appelle une courbe de demande de r\u00e9serve de fonctionnement (\u00ab\u00a0ORDC\u00a0\u00bb). Les prix de p\u00e9nalit\u00e9 de la ORDC sont appliqu\u00e9s lorsque le march\u00e9 de la RF est comprim\u00e9 et comprend des strates de prix beaucoup plus \u00e9lev\u00e9s que ceux de la CAOR \u2013 de 250\u00a0$\/MW jusqu\u2019\u00e0 600\u00a0$\/MW (ou jusqu\u2019\u00e0 1\u00a0900\u00a0$\/MW en tant que prix cumulatif), selon la quantit\u00e9 et la cat\u00e9gorie de la RF qui sont inf\u00e9rieures au besoin. Cette nouvelle ORDC signifie qu\u2019il existe une nouvelle sensibilit\u00e9 du prix dans le march\u00e9 li\u00e9e \u00e0 la disponibilit\u00e9 de la RF. Celle-ci n\u2019existait pas dans l\u2019ancien march\u00e9.<\/span><\/p>\n En mai\u00a02025, lorsque le PRM a \u00e9t\u00e9 lanc\u00e9, des conditions syst\u00e9miques ont entra\u00een\u00e9 un resserrement de l\u2019offre de RF. Plus pr\u00e9cis\u00e9ment, les niveaux d\u2019eau \u00e9lev\u00e9s dans divers syst\u00e8mes d\u2019eau de la province ont limit\u00e9 la capacit\u00e9 des centrales hydro\u00e9lectriques d\u2019alimenter la RF. Cette situation s\u2019est accompagn\u00e9e d\u2019une diminution du nombre de ressources en gaz distribuables rapidement en raison des niveaux de la demande pendant la saison interm\u00e9diaire et de l\u2019engagement accru d\u2019unit\u00e9s de production au gaz. Cette conjoncture a entra\u00een\u00e9 une disponibilit\u00e9 limit\u00e9e de l\u2019offre de la RF qui a d\u00e9clench\u00e9 une hausse des prix de la RF qui s\u2019est r\u00e9percut\u00e9e sur le prix de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 cause de la co-optimisation. En mai, 47\u00a0% des heures compt\u00e9es dans la p\u00e9riode d\u2019engagement pour le prochain jour ouvrable \u00e9taient factur\u00e9es selon des prix de la RF plus \u00e9lev\u00e9s ou \u00e9quivalents par rapport au prix de l\u2019\u00e9nergie, et 62\u00a0% des heures compt\u00e9es dans la p\u00e9riode d\u2019engagement en temps r\u00e9el \u00e9taient factur\u00e9es selon des prix de la RF plus \u00e9lev\u00e9s ou \u00e9quivalents. En juin, le prix de l\u2019\u00e9nergie de la RF \u00e9tait plus souvent inf\u00e9rieur au prix de l\u2019\u00e9nergie du r\u00e9seau, suivant des tendances historiques qui refl\u00e9taient davantage des prix de la RF agissant comme un co\u00fbt de renonciation pour le march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie. N\u00e9anmoins, les prix globaux de la RF dans le march\u00e9 journalier et en temps r\u00e9el sont demeur\u00e9s \u00e9lev\u00e9s par rapport \u00e0 l\u2019ancien march\u00e9.<\/span><\/p>\n Les prix moyens mensuels de l\u2019\u00e9nergie et de la RF (rotation de 10\u00a0minutes) pour la p\u00e9riode de mai \u00e0 octobre sont indiqu\u00e9s ci-dessous pour l\u2019ancien march\u00e9 en 2024 et le march\u00e9 renouvel\u00e9 en 2025.<\/span><\/p>\n Enjeux li\u00e9s \u00e0 l\u2019engagement\u00a0: engagement accru dans le march\u00e9 renouvel\u00e9<\/span><\/b><\/p>\n Un autre \u00e9l\u00e9ment cl\u00e9 du march\u00e9 renouvel\u00e9 a \u00e9t\u00e9 la refonte d\u2019un certain nombre de programmes d\u2019engagement pour les exploitants d\u2019unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide, ainsi que la mise \u00e0 jour des algorithmes de r\u00e9partition afin d\u2019inclure un certain nombre de nouvelles contraintes financi\u00e8res et op\u00e9rationnelles. Ces mises \u00e0 jour visaient \u00e0 engager plus efficacement les unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide et \u00e0 r\u00e9duire les co\u00fbts globaux du r\u00e9seau.<\/span><\/p>\n Comme il a \u00e9t\u00e9 mentionn\u00e9 pr\u00e9c\u00e9demment, les unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide sont trait\u00e9es diff\u00e9remment par les moteurs de calcul et les fonctions de r\u00e8glement que de nombreux autres types de ressources, car elles ont des attributs financiers et op\u00e9rationnels uniques. Plus particuli\u00e8rement, ces unit\u00e9s n\u00e9cessitent certains co\u00fbts pour d\u00e9marrer et maintenir leurs activit\u00e9s et font l\u2019objet de restrictions physiques ayant une incidence sur la production minimale et le nombre d\u2019heures qu\u2019ils doivent demeurer en service une fois qu\u2019elles ont commenc\u00e9 leur production.<\/span><\/p>\n Dans l\u2019ancien march\u00e9, la SIERE avait con\u00e7u des programmes d\u2019engagement pr\u00e9cis pour les exploitants d\u2019unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide afin de fournir une garantie financi\u00e8re une fois qu\u2019ils avaient engag\u00e9 leurs op\u00e9rations de production et de r\u00e9partition pour tenir compte de ces caract\u00e9ristiques uniques. Mais la conception de ces programmes \u2013 et leur int\u00e9gration dans l\u2019algorithme de r\u00e9partition \u2013 dans la p\u00e9riode pr\u00e9alable \u00e0 la r\u00e9partition (c\u2019est-\u00e0-dire les heures avant le calcul en temps r\u00e9el) et en temps r\u00e9el n\u2019avait pas, selon la SIERE, permis d\u2019\u00ab\u00a0atteindre l\u2019engagement le plus \u00e9conomique des unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide\u00a0\u00bb\u00a0[traduction][19]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n La combinaison des lacunes d\u00e9crites ci-dessus pourrait entra\u00eener un engagement inefficace des unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide sur le plan \u00e9conomique, y compris l\u2019engagement de plusieurs unit\u00e9s de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide \u00e0 co\u00fbt \u00e9lev\u00e9 en m\u00eame temps qu\u2019elles fonctionnent \u00e0 leurs points de chargement minimaux \u2013 le niveau de production le plus bas auquel elles peuvent physiquement fonctionner \u2013 plut\u00f4t qu\u2019un nombre r\u00e9duit d\u2019unit\u00e9s fonctionnant au-del\u00e0 de leur point de chargement minimal.<\/span><\/p>\n <\/p>\n La SIERE a d\u00e9clar\u00e9 \u00e0 plusieurs reprises que le march\u00e9 renouvel\u00e9 visait \u00e0 combler ces lacunes en int\u00e9grant ce qu\u2019on appelle des offres en trois parties \u2013 qui comprennent tous les co\u00fbts de l\u2019unit\u00e9 \u2013 et une optimisation sur plusieurs heures, tant dans les algorithmes d\u2019engagement pour le prochain jour que d\u2019engagement dans la p\u00e9riode pr\u00e9alable \u00e0 la r\u00e9partition. En bref, les programmes d\u2019engagement mis \u00e0 jour inclus dans le PRM visaient \u00e0 \u00ab\u00a0am\u00e9liorer l\u2019efficacit\u00e9\u00a0\u00bb de l\u2019engagement.<\/span><\/p>\n Une fa\u00e7on de v\u00e9rifier si le march\u00e9 renouvel\u00e9 a am\u00e9lior\u00e9 l\u2019efficacit\u00e9 de l\u2019engagement consiste \u00e0 comparer le nombre d\u2019heures pendant lesquelles unit\u00e9 de production \u00e0 d\u00e9marrage non rapide fonctionnait \u00e0 son point de fonctionnement minimal comparativement \u00e0 une production plus \u00e9lev\u00e9e, dans l\u2019ancien march\u00e9 et dans le march\u00e9 renouvel\u00e9. En engageant les unit\u00e9s sur une base plus holistique, en int\u00e9grant tous leurs engagements en mati\u00e8re de co\u00fbts et de capacit\u00e9 physique, nous nous attendrions \u00e0 ce qu\u2019une fois qu\u2019une unit\u00e9 est engag\u00e9e, elle fonctionne selon un facteur de capacit\u00e9 plus \u00e9lev\u00e9, plut\u00f4t que de fonctionner au niveau de production minimal possible sans tenir compte de l\u2019engagement d\u2019autres unit\u00e9s. Dans l\u2019ensemble, le nombre d\u2019heures pendant lesquelles une unit\u00e9 fonctionne \u00e0 son point de chargement minimal (\u00ab\u00a0MLP\u00a0\u00bb) devrait diminuer dans le march\u00e9 renouvel\u00e9 (toutes choses \u00e9tant \u00e9gales par ailleurs).<\/span><\/p>\n Le graphique suivant illustre le nombre d\u2019heures pendant lesquelles les turbines \u00e0 combustion d\u2019une grande installation de turbines \u00e0 gaz \u00e0 cycle combin\u00e9 ont fonctionn\u00e9 \u00e0 des niveaux de production diff\u00e9rents au cours des six premiers mois du march\u00e9 renouvel\u00e9 comparativement aux m\u00eames mois des ann\u00e9es pr\u00e9c\u00e9dentes. Comme on peut le constater, le nombre d\u2019heures pendant lesquelles l\u2019unit\u00e9 a fonctionn\u00e9 \u00e0 son niveau minimum ou pr\u00e8s de celui-ci a diminu\u00e9 sensiblement dans le march\u00e9 renouvel\u00e9, tandis que le nombre d\u2019heures pendant lesquelles elle a fonctionn\u00e9 \u00e0 son niveau maximal de production ou pr\u00e8s de celui-ci a augment\u00e9. Bien que cette analyse soit simplifi\u00e9e, elle souligne que l\u2019intention d\u00e9clar\u00e9e de mettre \u00e0 jour les processus d\u2019engagement, pour faire en sorte que les unit\u00e9s soient engag\u00e9es de mani\u00e8re plus efficace, semble s\u2019\u00eatre concr\u00e9tis\u00e9e. L\u2019engagement d\u2019une unit\u00e9 de mani\u00e8re plus efficace, en r\u00e9partissant davantage d\u2019unit\u00e9s de production plut\u00f4t qu\u2019en engageant des co\u00fbts de d\u00e9marrage pour plusieurs unit\u00e9s, par exemple, pourrait se traduire par des co\u00fbts globaux moins \u00e9lev\u00e9s pour les contribuables, l\u2019un des r\u00e9sultats attendus du renouvellement du march\u00e9.<\/span><\/p>\n 5. DOCTEUR, DOCTEUR : PROBL\u00c8MES PR\u00c9COCES POSSIBLES LI\u00c9S \u00c0 LA MISE EN OEUVRE DU PRM<\/strong><\/p>\n Bien que la mise en \u0153uvre globale du march\u00e9 renouvel\u00e9 ait \u00e9t\u00e9 harmonieuse dans l\u2019ensemble du r\u00e9seau (c.-\u00e0-d. qu\u2019elle n\u2019a pas exig\u00e9 un retour en arri\u00e8re ou une autre intervention extr\u00eame), elle s\u2019est traduite par des r\u00e9sultats non voulus (ou inattendus) et le besoin de mettre \u00e0 jour certaines r\u00e8gles du march\u00e9 et certains composants pr\u00e9cis des moteurs de calcul. Depuis janvier\u00a02026, le Comit\u00e9 de surveillance du march\u00e9 (\u00ab CSM \u00bb), qui est responsable de surveiller et d\u2019examiner les d\u00e9fauts de conception sur le march\u00e9 de gros de la SIERE, n\u2019a fourni aucun commentaire sur les six premiers mois du march\u00e9 renouvel\u00e9.<\/span><\/p>\n Fait int\u00e9ressant, la SIERE a soulign\u00e9 \u00e0 maintes reprises ce qu\u2019elle appelle un \u00ab\u00a0d\u00e9faut\u00a0\u00bb qui a entra\u00een\u00e9 des changements rapides dans le calcul de sa demande de centaines de m\u00e9gawatts et exig\u00e9 une \u00ab\u00a0solution de contournement\u00a0\u00bb et une tarification administrative.<\/span><\/p>\n La SIERE a d\u2019abord soulign\u00e9 des pr\u00e9occupations au sujet des fluctuations de la demande dans une pr\u00e9sentation faite aux intervenants en ao\u00fbt, mais elle a d\u00e9clar\u00e9 qu\u2019\u00e9tant donn\u00e9 la [traduction] \u00ab\u00a0nature impr\u00e9visible\u00a0\u00bb de bon nombre des variables utilis\u00e9es pour calculer la demande, il peut y avoir\u00a0des \u00ab\u00a0changements importants de la demande d\u2019un intervalle \u00e0 l\u2019autre attribuables \u00e0 une ou plusieurs variables diff\u00e9rentes\u00a0\u00bb. La SIERE a toutefois not\u00e9 que \u00ab\u00a0les d\u00e9fectuosit\u00e9s ou d\u00e9faillances des outils ou des logiciels peuvent parfois entra\u00eener des pics de demande erron\u00e9s\u00a0\u00bb\u00a0[traduction][20]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Dans sa pr\u00e9sentation sur l\u2019examen de six mois du march\u00e9 renouvel\u00e9 aux intervenants en novembre, la SIERE a d\u00e9clar\u00e9 qu\u2019il y avait un \u00ab\u00a0d\u00e9faut causant des fluctuations de la demande\u00a0\u00bb\u00a0[traduction][21]<\/a><\/sup>. La SIERE a conclu que le moteur de calcul surestimait la demande en incluant les ressources mobilis\u00e9es pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande horaire (\u00ab\u00a0HDR\u00a0\u00bb) lorsqu\u2019elles avaient \u00e9t\u00e9 mises en attente. La SIERE a introduit une \u00ab\u00a0solution de rechange\u00a0\u00bb pour att\u00e9nuer les effets du d\u00e9faut. Au total, il y a eu 38\u00a0intervalles o\u00f9 la \u00ab\u00a0solution de rechange\u00a0\u00bb n\u2019a pas att\u00e9nu\u00e9 l\u2019incidence du d\u00e9faut et les prix devaient \u00eatre administr\u00e9s par la SIERE.<\/span><\/p>\n La SIERE a \u00e9galement soulign\u00e9 un certain nombre de cas \u00ab\u00a0pr\u00e9cis et limit\u00e9s\u00a0\u00bb o\u00f9 des paiements \u00ab\u00a0inappropri\u00e9s\u00a0\u00bb hors march\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 faits \u00e0 des participants au march\u00e9. Pour traiter ces paiements, la SIERE a propos\u00e9 un certain nombre de changements aux r\u00e8gles du march\u00e9.<\/span><\/p>\n Un autre probl\u00e8me qui n\u2019a pas encore \u00e9t\u00e9 soulign\u00e9 par la SIERE est l\u2019augmentation des interventions de r\u00e9partition depuis le lancement du programme de renouvellement du march\u00e9. Selon la SIERE, le Dispatch Deviation Report <\/i>(rapport sur les d\u00e9rogations aux r\u00e8gles de r\u00e9partition) est \u00ab\u00a0un r\u00e9sum\u00e9 apr\u00e8s coup du nombre de cas o\u00f9 la SIERE a pris une mesure qui s\u2019\u00e9carte des r\u00e9sultats de l\u2019algorithme de r\u00e9partition et n\u2019a aucune incidence sur la r\u00e9partition ou les r\u00e8glements du march\u00e9\u00a0\u00bb [traduction][22]<\/a><\/sup>. Ce rapport est important, car il vise \u00e0 mettre en \u00e9vidence le nombre d\u2019interventions de la SIERE. Les mesures prises par la SIERE sont soit une r\u00e9partition ponctuelle, soit une r\u00e9partition bloqu\u00e9e des ressources pour garantir la fiabilit\u00e9 du syst\u00e8me, les r\u00e9partitions bloqu\u00e9es \u00e9tant beaucoup plus fr\u00e9quentes que les r\u00e9partitions ponctuelles.<\/span><\/p>\n Lorsqu\u2019on compare les interventions de la SIERE depuis le lancement du programme de renouvellement du march\u00e9 avec les interventions mensuelles effectu\u00e9es dans l\u2019ancien march\u00e9, le nombre d\u2019interventions dans le march\u00e9 renouvel\u00e9 est consid\u00e9rablement plus \u00e9lev\u00e9. Par exemple, en juillet\u00a02025, il y a eu 14\u00a0929\u00a0r\u00e9partitions bloqu\u00e9es et ponctuelles dans ce mois seul, ce qui repr\u00e9sente une moyenne de 1,7\u00a0intervention de la SIERE pour rectifier l\u2019algorithme de r\u00e9partition toutes les 5\u00a0minutes (les intervalles de 5\u00a0minutes peuvent faire l\u2019objet de multiples interventions). Par rapport \u00e0 juillet\u00a02024, le mois de juillet\u00a02025 a enregistr\u00e9 plus du triple du nombre de r\u00e9partitions bloqu\u00e9es ou ponctuelles[23]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n 6. CONCLUSION : MOT DE LA FIN AU SUJET DES SIX PREMIERS MOIS DU MARCH\u00c9 RENOUVEL\u00c9<\/strong><\/p>\n La SIERE a r\u00e9ussi la transition dans le march\u00e9 renouvel\u00e9. Alors que les prix sur l\u2019ancien march\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 supprim\u00e9s pour cause du nombre de caract\u00e9ristiques de conception, un prix transparent qui tient compte de la congestion et d\u2019autres facteurs est maintenant en place gr\u00e2ce aux caract\u00e9ristiques de conception introduites dans le cadre du PRM. Dans l\u2019ensemble, les prix ont \u00e9t\u00e9 plus \u00e9lev\u00e9s sur le march\u00e9 renouvel\u00e9 que les moyennes historiques.<\/span><\/p>\n Les prix \u00e9lev\u00e9s ne sont pas n\u00e9cessairement un mauvais r\u00e9sultat s\u2019ils refl\u00e8tent plus fid\u00e8lement le co\u00fbt de l\u2019offre et de la consommation. Les prix courants \u00e9lev\u00e9s peuvent \u00e9galement \u00eatre le r\u00e9sultat de la hausse des prix du gaz (et du carbone) ou d\u2019une augmentation de la demande, deux ph\u00e9nom\u00e8nes qui se sont produits au cours des six premiers mois du PRM. Toutefois, lorsque ces effets sont \u00e9limin\u00e9s, les prix observ\u00e9s sur le march\u00e9 renouvel\u00e9 demeurent plus \u00e9lev\u00e9s que sur l\u2019ancien march\u00e9. \u00c0 long terme, des prix plus pr\u00e9cis devraient am\u00e9liorer l\u2019efficacit\u00e9 globale du march\u00e9 et, par la suite, r\u00e9duire les co\u00fbts \u00e0 long terme pour les contribuables. Mais de nombreuses d\u00e9cisions politiques pourraient \u00eatre prises et att\u00e9nuer ce signal au fil du temps.<\/span><\/p>\n La province de l\u2019Ontario sera confront\u00e9e \u00e0 un resserrement marqu\u00e9 de l\u2019\u00e9quilibre entre l\u2019offre et la demande au cours de la prochaine d\u00e9cennie. Celui-ci contraste nettement avec la pr\u00e9valence du surplus de charge de base que l\u2019Ontario a connu au cours de la derni\u00e8re d\u00e9cennie. L\u2019impact des caract\u00e9ristiques de conception du PRM n\u2019est qu\u2019une composante des prix et de la r\u00e9partition futurs de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. N\u00e9anmoins, un certain nombre des \u00ab solutions de fortune \u00bb qui ont att\u00e9nu\u00e9 le signal de prix dans l\u2019ancien march\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 supprim\u00e9es au moment m\u00eame o\u00f9 le r\u00e9seau devient de plus en plus \u00ab serr\u00e9 \u00bb. Ainsi, on s\u2019attend \u00e0 ce que les prix augmentent tout en demeurant volatils. Les donn\u00e9es disponibles depuis le lancement du PRM ont d\u00e9j\u00e0 fourni des renseignements sur les prix dans le march\u00e9 renouvel\u00e9, mais une incertitude importante demeure quant \u00e0 l\u2019incidence de l\u2019\u00e9volution de l\u2019\u00e9quilibre entre l\u2019offre et la demande en Ontario, notamment la r\u00e9surgence importante du parc nucl\u00e9aire de l\u2019Ontario et l\u2019augmentation rapide de la demande en centres de donn\u00e9es, entre autres facteurs. Les ann\u00e9es \u00e0 venir caract\u00e9ris\u00e9es par des conditions d\u2019offre serr\u00e9es pourraient entra\u00eener des effets amplifi\u00e9s sur le prix qui sont ind\u00e9pendants de la conception du march\u00e9 renouvel\u00e9.\u00a0<\/span><\/p>\n <\/p>\n<\/div>\n <\/p>\n * Brady Yauch est directeur des march\u00e9s et des affaires r\u00e8glementaires, \u00e0 Power Advisory LLC. Dans le cadre de son mandat au sein de ce cabinet, il a fourni des conseils approfondis \u00e0 divers clients sur les prix du march\u00e9 de gros et la conception du march\u00e9 de gros au Canada et aux \u00c9tats-Unis. Avant de rallier les rangs de Power Advisory, il a travaill\u00e9 \u00e0 l\u2019Unit\u00e9 d\u2019\u00e9valuation du march\u00e9 (\u00ab UEM \u00bb) pour appuyer les travaux du Comit\u00e9 de surveillance du march\u00e9 (\u00ab CSM \u00bb). Il est titulaire d\u2019une ma\u00eetrise en \u00e9conomie de l\u2019Universit\u00e9 York et d\u2019une ma\u00eetrise en politique culturelle de l\u2019Universit\u00e9 d\u2019\u00c9dimbourg.<\/p>\n Brendan Callery est directeur principal pour l\u2019Est du Canada, \u00e0 Power Advisory LLC. Depuis le lancement du programme de renouvellement du march\u00e9 en Ontario, M. Callery analyse les r\u00e9sultats du march\u00e9 avec M. Yauch et l\u2019\u00e9quipe de Power Advisory. Il contribue aux bulletins d\u2019information sur le march\u00e9 de Power Advisory, pr\u00e9sente le mat\u00e9riel dans des webinaires publics et pr\u00eate conseils aux clients du cabinet. Avant son embauche \u00e0 Power Advisory en 2022, M. Callery a travaill\u00e9 \u00e0 la SIERE et \u00e0 l\u2019Office de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario pendant neuf ans, dont trois ans dans des fonctions de soutien au Comit\u00e9 de surveillance du march\u00e9 de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (\u00ab CEO \u00bb) au sein de l\u2019Unit\u00e9 d\u2019\u00e9valuation du march\u00e9 de la division de l\u2019\u00e9valuation du march\u00e9 et de la conformit\u00e9 (\u00ab MACD \u00bb). Il est titulaire d\u2019un baccalaur\u00e9at \u00e8s sciences appliqu\u00e9es en g\u00e9nie civil de l\u2019Universit\u00e9 Queen\u2019s.<\/p>\n 1<\/a><\/sup> Voir Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, Congestion Payments in Ontario\u2019s Wholesale Electricity Market : An Argument for Market Reform,<\/em> Comit\u00e9 de surveillance du march\u00e9 (Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, 2016), en ligne (pdf) : <oeb.ca\/oeb\/_Documents\/MSP\/MSP_CMSC_Report_201612.pdf<\/a>>; Voir aussi Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, Congestion Payments in Ontario\u2019s Wholesale Electricity Market : An Argument for Market Reform,<\/em> Comit\u00e9 de surveillance du march\u00e9 (Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, 2016), en ligne (pdf) : <oeb.ca\/oeb\/_Documents\/MSP\/MSP_CMSC_Report_201612.pdf<\/a>>; Voir aussi IESO Market Rule Description Evidence in Response to Procedural Order No. 2<\/em> (2024), EB-2024-0331, en ligne (pdf) : Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 <rds.oeb.ca\/CMWebDrawer\/Record\/875538\/File\/document<\/a>> [IESO Market Rule Description Evidence<\/em>].<\/span><\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n\n
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