<\/p>\n
L<\/span>es r\u00e8gles relatives \u00e0 \u00ab l\u2019interconnexion \u00bb des grands producteurs (\u00ab\u00a0IGP\u00a0\u00bb) de type \u00ab\u00a0premier arriv\u00e9, premier servi\u00a0\u00bb, qui r\u00e9gissent la priorit\u00e9 de raccordement de nouvelles installations \u00e0 la plupart des r\u00e9seaux d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 nord-am\u00e9ricains depuis le d\u00e9but du si\u00e8cle, ne sont plus viables. La raret\u00e9 de la capacit\u00e9 de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, la forte augmentation de la charge caus\u00e9e par l\u2019intelligence artificielle (\u00ab\u00a0IA\u00a0\u00bb) et les longues files d\u2019attente pour les projets d\u2019\u00e9nergie renouvelable ont bris\u00e9 la logique de ces r\u00e8gles. L\u2019anciennet\u00e9 dans la file d\u2019attente pour se raccorder au r\u00e9seau ne repr\u00e9sente plus de valeur pour le client ou le r\u00e9seau. D\u2019ailleurs, il aurait difficilement pu en \u00eatre autrement parce que l\u2019absence relative du co\u00fbt du placement dans la file d\u2019attente n\u2019a jamais \u00e9t\u00e9 un moyen efficace d\u2019affecter une ressource rare. Le pr\u00e9sent article propose une approche hybride de l\u2019interconnexion (raccordement au r\u00e9seau) des producteurs en fonction des caract\u00e9ristiques du march\u00e9 sous-jacent\u00a0: accorder la priorit\u00e9 aux projets comportant de v\u00e9ritables engagements envers les clients et pr\u00e9voyant un approvisionnement concurrentiel, ou utiliser des m\u00e9canismes d\u2019appel de soumissions et de tarification pour r\u00e9partir la capacit\u00e9 limit\u00e9e de mani\u00e8re efficace.<\/span><\/p>\n Pendant environ deux d\u00e9cennies apr\u00e8s que la Federal Energy Regulatory Commission\u00a0(\u00ab\u00a0FERC\u00a0\u00bb) eut rendu les ordonnances\u00a0888 et 2003 uniformisant le libre acc\u00e8s et l\u2019interconnexion, les r\u00e9seaux ont fonctionn\u00e9 en jouissant d\u2019une grande marge de man\u0153uvre. Au Canada, les exploitants de r\u00e9seaux comme l\u2019Alberta Electric System Operator (\u00ab\u00a0AESO\u00a0\u00bb), ont embo\u00eet\u00e9 le pas, et les politiques relatives \u00e0 l\u2019IGP accordant des droits de priorit\u00e9 en fonction de la position dans la file d\u2019attente ont bien fonctionn\u00e9 gr\u00e2ce \u00e0 un environnement o\u00f9 la capacit\u00e9 de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9tait abondante. Or, l\u2019utilisation du r\u00e9seau s\u2019est am\u00e9lior\u00e9e et le pouvoir de march\u00e9 des titulaires a \u00e9t\u00e9 limit\u00e9 par une concurrence accrue, ce qui a entra\u00een\u00e9 une baisse des co\u00fbts de gros.<\/span><\/p>\n Aujourd\u2019hui, la pr\u00e9misse est invers\u00e9e. Les files d\u2019attente d\u2019interconnexion pour la production, et maintenant les charges importantes caus\u00e9es par les centres de donn\u00e9es de l\u2019IA, sont devenue plus massives, alors que la capacit\u00e9 de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 reste rare. Pourtant, les d\u00e9cisions relatives \u00e0 l\u2019interconnexion d\u00e9pendent toujours de la position dans la file d\u2019attente plut\u00f4t que de la valeur \u00e9conomique ou du besoin du r\u00e9seau. Les politiques d\u00e9su\u00e8tes de type \u00ab\u00a0premier arriv\u00e9, premier servi\u00a0\u00bb, relatives \u00e0 l\u2019IGP supposent que le transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est un bien public que tout producteur viable sur le plan commercial peut utiliser sans r\u00e9duire sa disponibilit\u00e9 pour les autres. Cette hypoth\u00e8se est toutefois fautive. Tout comme dans le cas de l\u2019eau et du spectre du sans-fil, une approche de rationnement en mati\u00e8re d\u2019attribution des ressources exige de se fonder sur le march\u00e9 pour d\u00e9finir les droits \u00e0 la capacit\u00e9 de transport limit\u00e9e.<\/span><\/p>\n L\u2019attribution arbitraire de la capacit\u00e9 de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en fonction de la position dans la file d\u2019attente ne tient plus. Les arri\u00e9r\u00e9s de demandes d\u2019interconnexion partout en Am\u00e9rique du Nord totalisent des centaines de gigawatts que le r\u00e9seau est incapable de prendre en charge de mani\u00e8re efficace. Le d\u00e9fi est aggrav\u00e9 par une file d\u2019attente qui se d\u00e9veloppe en parall\u00e8le du c\u00f4t\u00e9 de la demande. Malheureusement, mais comme on pouvait s\u2019y attendre, l\u2019utilisation du processus relatif \u00e0 l\u2019IGP inefficace a \u00e9t\u00e9 reproduite en tous points pour les \u00e9normes centres de donn\u00e9es cherchant \u00e0 se raccorder au r\u00e9seau. La raret\u00e9 du transport a mis fin \u00e0 l\u2019\u00e8re de la \u00ab\u00a0ru\u00e9e vers l\u2019or\u00a0\u00bb pour ce qui est de la production, mais cette nouvelle \u00e8re li\u00e9e aux centres de donn\u00e9es est en cours. Dans un cas comme dans l\u2019autre, il n\u2019est pas possible de proc\u00e9der \u00e0 une gestion efficace en adoptant un principe de type \u00ab\u00a0premier arriv\u00e9, premier servi\u00a0\u00bb, de sorte que les organismes de r\u00e8glementation et les exploitants du r\u00e9seau ont le fardeau de s\u2019attaquer \u00e0 la fois \u00e0 la r\u00e9forme des interconnexions et aux probl\u00e8mes de fiabilit\u00e9.<\/span><\/p>\n En 2023, la FERC et l\u2019AESO ont mis en place des processus de regroupement en grappes et ajout\u00e9 des filtres financiers dans le but d\u2019\u00e9liminer les projets sp\u00e9culatifs ou immobiles dans la file d\u2019attente. Cependant, ces r\u00e9formes n\u2019ont pas abandonn\u00e9 fondamentalement la politique de base du premier arriv\u00e9, premier servi. Ces mesures visent \u00e0 am\u00e9liorer la m\u00e9canique de l\u2019\u00e9tude des projets, mais pas n\u00e9cessairement la logique de la r\u00e9partition[1]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Entre-temps, ces politiques relatives \u00e0 l\u2019IGP soul\u00e8vent des questions plus vastes. Les priorit\u00e9s fond\u00e9es sur la file d\u2019attente faussent \u00e9galement la concurrence et la planification du transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Les entreprises de services publics et les entit\u00e9s de desserte de charge (\u00ab\u00a0EDC\u00a0\u00bb) ne peuvent pas s\u00e9lectionner les projets de plus grande valeur; elles sont plut\u00f4t paralys\u00e9es par des titulaires d\u2019une position \u00e9lev\u00e9e dans la file d\u2019attente qui ont accapar\u00e9 une capacit\u00e9 de transport limit\u00e9e, ce qui n\u2019est ni \u00e9quitable ni efficace.<\/span><\/p>\n En somme, la politique d\u2019interconnexion qui pr\u00e9vaut est renvers\u00e9e dans des conditions de raret\u00e9. La priorit\u00e9 d\u2019acc\u00e8s au r\u00e9seau doit \u00eatre fond\u00e9e sur la valeur du client et du r\u00e9seau, et non g\u00e9n\u00e9rer un loyer pour les entit\u00e9s entr\u00e9es dans la file d\u2019attente \u00e0 un stade pr\u00e9coce. Les r\u00e9formes doivent jumeler l\u2019approvisionnement concurrentiel avec la volont\u00e9 de payer pour des signaux de capacit\u00e9 limit\u00e9e li\u00e9s \u00e0 des projets commerciaux. Les mesures \u00ab\u00a0bouche-trous\u00a0\u00bb comme celles de PJM Interconnection (\u00ab\u00a0PJM\u00a0\u00bb) et de Midcontinent Independent System Operator (\u00ab\u00a0MISO\u00a0\u00bb), qui ont pour effet de passer devant les autres et contournent les droits relatifs \u00e0 l\u2019IGP des titulaires plus avant dans la file, mettent en relief l\u2019urgence de remplacer les r\u00e8gles relatives \u00e0 la file d\u2019attente pour l\u2019interconnexion des grands producteurs de l\u2019\u00e9poque de la ru\u00e9e vers l\u2019or par des approches durables fond\u00e9es sur la valeur.<\/span><\/p>\n I. LES R\u00c8GLES DE TYPE \u00ab PREMIER ARRIV\u00c9, PREMIER SERVI \u00bb ONT FONCTIONN\u00c9 \u00c0 UNE \u00c9POQUE O\u00d9 LA CAPACIT\u00c9 DE TRANSPORT D\u2019\u00c9LECTRICIT\u00c9 \u00c9TAIT DISPONIBLE POUR TOUS<\/strong><\/p>\n Lorsque la FERC a mis en place les politiques relatives \u00e0 l\u2019IGP il y a plus de 20\u00a0ans[2]<\/a><\/sup>, les march\u00e9s des \u00c9tats-Unis disposaient d\u2019une marge de man\u0153uvre suffisante pour le transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9[3]<\/a><\/sup>. De la m\u00eame fa\u00e7on, la norme albertaine de transport sans congestion a entra\u00een\u00e9 une construction excessive de lignes de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, ce qui a facilit\u00e9 le raccordement des nouvelles centrales[4]<\/a><\/sup>. Les demandes annuelles d\u2019IGP \u00e9taient modestes[5]<\/a><\/sup>. \u00c9tant donn\u00e9 que les co\u00fbts de transport int\u00e9gr\u00e9s sont d\u00e9j\u00e0 couverts par la charge et que les co\u00fbts marginaux d\u2019interconnexion sont presque nuls, il \u00e9tait logique d\u2019appliquer les r\u00e8gles de type \u00ab\u00a0premier arriv\u00e9, premier servi\u00a0\u00bb. Ils ont maximis\u00e9 la capacit\u00e9 abondante, favoris\u00e9 le libre acc\u00e8s et la concurrence, et restreint les transactions internes des services publics.<\/span><\/p>\n Les premi\u00e8res r\u00e9formes des principes relatifs \u00e0 l\u2019IGP, comme l\u2019ordonnance de 2003 de la FERC, visaient \u00e0 acc\u00e9l\u00e9rer l\u2019entr\u00e9e et \u00e0 att\u00e9nuer les pratiques discriminatoires, mais elles \u00e9taient ancr\u00e9es dans une perspective d\u2019abondance inexploit\u00e9e plut\u00f4t que de traiter l\u2019interconnexion aux fins de transport comme une ressource rare. La FERC a pr\u00e9sent\u00e9 cette r\u00e9forme comme un compl\u00e9ment au concours pour l\u2019acc\u00e8s libre et la production dans l\u2019ordonnance\u00a0888 et le d\u00e9veloppement des organisations de transport d\u2019\u00e9nergie r\u00e9gionale (\u00ab\u00a0OTER\u00a0\u00bb) en vertu de l\u2019ordonnance\u00a02000[6]<\/a><\/sup>. Ces politiques ont largement \u00e9t\u00e9 fructueuses. Le libre acc\u00e8s \u00e0 un r\u00e9seau nouvellement lib\u00e9ralis\u00e9, et la priorit\u00e9 dans la file d\u2019attente, ont rendu la production par des tiers hautement finan\u00e7able, ce qui a stimul\u00e9 de nouveaux investissements de centaines de milliards de dollars dans la production. Des produits de couverture innovateurs et des accords[7]<\/a><\/sup> d\u2019achat d\u2019\u00e9nergie virtuels ont permis de r\u00e9duire davantage le risque financier du projet et d\u2019acc\u00e9l\u00e9rer son d\u00e9veloppement.<\/span><\/p>\n \u00c9tant donn\u00e9 que les producteurs viables sur le plan commercial recevaient des droits de priorit\u00e9 d\u2019interconnexion \u00e0 un co\u00fbt minimal, ils cherchaient les points de connexion les plus efficaces sur un r\u00e9seau sous-utilis\u00e9[8]<\/a><\/sup>. Avec une marge de man\u0153uvre suffisante pour le transport, les clients pouvaient s\u2019approvisionner de fa\u00e7on concurrentielle gr\u00e2ce \u00e0 des projets de production nouveaux ou existants, tandis que la fiabilit\u00e9 et d\u2019autres objectifs avaient \u00e9t\u00e9 atteints.<\/span><\/p>\n II. \u00ab PREMIER ARRIV\u00c9, PREMIER SERVI \u00bb, DANS DES CONDITIONS DE RARET\u00c9<\/strong><\/p>\n Au cours des cinq derni\u00e8res ann\u00e9es environ, la marge de man\u0153uvre en mati\u00e8re de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et d\u2019interconnexion pour les nouveaux producteurs (et les nouvelles charges importantes) a \u00e9t\u00e9 \u00e9puis\u00e9e[9]<\/a><\/sup>. Les facteurs de raret\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 bien document\u00e9s dans les d\u00e9lib\u00e9rations de la FERC, y compris la croissance de la charge, les objectifs de d\u00e9carbonisation, les d\u00e9fis en mati\u00e8re de d\u00e9livrance de permis et de planification pour les nouvelles capacit\u00e9s de transport, ainsi que l\u2019am\u00e9lioration consid\u00e9rable du co\u00fbt et du rendement des \u00e9nergies renouvelables[10]<\/a><\/sup>. Par cons\u00e9quent, les demandes relatives \u00e0 l\u2019IGP d\u00e9passent maintenant de plusieurs fois la demande de pointe co\u00efncidente de nombreuses autorit\u00e9s d\u2019\u00e9quilibrage, \u00e9liminant ainsi presque toute la marge de man\u0153uvre des producteurs[11]<\/a><\/sup>. Les demandes de connexion pour les centres de donn\u00e9es exacerbent la tension, approchant ou d\u00e9passant la demande de pointe dans des administrations comme celles de l\u2019Electric Reliability Council of Texas\u00a0(\u00ab\u00a0ERCOT\u00a0\u00bb) et de l\u2019Alberta. Dans ces conditions, l\u2019octroi de droits de priorit\u00e9 relatifs \u00e0 l\u2019IGP uniquement en fonction du moment d\u2019entr\u00e9e dans la file d\u2019attente soul\u00e8ve des pr\u00e9occupations importantes.<\/span><\/p>\n A. La nature dysfonctionnelle des approches relatives \u00e0 l\u2019IGP de type \u00ab premier arriv\u00e9, premier servi \u00bb<\/span><\/b><\/p>\n Jusqu\u2019\u00e0 r\u00e9cemment, les droits d\u2019interconnexion prioritaires aux r\u00e9seaux des OTER \u00e9taient accord\u00e9s aux producteurs qui pr\u00e9sentaient leur demande en premier et d\u00e9montraient leur \u00ab\u00a0viabilit\u00e9 commerciale\u00a0\u00bb. Aujourd\u2019hui, la plupart des projets \u00e9oliens, solaires et de stockage sont parrain\u00e9s par des promoteurs exp\u00e9riment\u00e9s bien capitalis\u00e9s, de sorte que la viabilit\u00e9 commerciale devient un facteur de diff\u00e9renciation moins pertinent[12]<\/a><\/sup>. La position dans la file d\u2019attente est maintenant la seule distinction significative entre des centaines de projets comparables[13]<\/a><\/sup>. M\u00eame lorsque la capacit\u00e9 existe, les \u00e9tudes de grappes surdimensionn\u00e9es emp\u00eachent l\u2019utilisation efficace d\u2019une marge de man\u0153uvre limit\u00e9e.<\/span><\/p>\n La FERC et les OSI canadiens ont tent\u00e9 de r\u00e9gler ce probl\u00e8me. L\u2019ordonnance\u00a02023 et celles qui ont suivi ont instaur\u00e9 un mod\u00e8le de type \u00ab\u00a0premier arriv\u00e9, premier servi\u00a0\u00bb, mais dans la pratique, l\u2019approche relative \u00e0 la priorit\u00e9 continue d\u2019\u00eatre fond\u00e9e sur la file d\u2019attente. Les demandes des grappes sont \u00e9tudi\u00e9es et tranch\u00e9es de mani\u00e8re s\u00e9quentielle, et les retraits d\u00e9clenchent des r\u00e9visions qui retardent des cycles entiers. Le MISO a estim\u00e9 que le cycle actuel des grappes prend de trois \u00e0 quatre ans, et que les projets de sa grappe de 2025 pourraient attendre jusqu\u2019en 2036 pour \u00eatre mis en service[14]<\/a><\/sup>. En Alberta, la premi\u00e8re grappe de l\u2019AESO a attir\u00e9 22\u00a0GW, soit plus du double de la demande moyenne, avec 16\u00a0GW en lice, ce qui souligne l\u2019ampleur de la sursouscription[15]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Ces r\u00e9formes am\u00e9liorent la m\u00e9canique des \u00e9tudes, mais ne r\u00e8glent pas le probl\u00e8me fondamental. Les files d\u2019attente d\u2019interconnexion entre les r\u00e9gions d\u00e9passent souvent la demande de pointe, et la plupart des projets ne seront jamais r\u00e9alis\u00e9s. Il est temps d\u2019inverser le paradigme et de se demander quels projets offrent un v\u00e9ritable avantage aux clients ou repr\u00e9sentent l\u2019utilisation la plus rentable des rares capacit\u00e9s d\u2019interconnexion.<\/span><\/p>\n B. En raison de la raret\u00e9, les approches relatives \u00e0 l\u2019IGP de type \u00ab premier arriv\u00e9, premier servi \u00bb font fuir l\u2019investissement n\u00e9cessaire et augmentent les co\u00fbts<\/span><\/b><\/p>\n Lorsque le transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et l\u2019interconnexion sont limit\u00e9s, le rationnement de la marge de man\u0153uvre est in\u00e9vitable. Aujourd\u2019hui, ce rationnement se produit en accordant des droits de priorit\u00e9 d\u2019interconnexion aux grands producteurs en fonction du moment des \u00e9tudes group\u00e9es ou d\u2019une demande pr\u00e9sent\u00e9e dans le cadre d\u2019une \u00e9tude group\u00e9e[16]<\/a><\/sup>. Cela laisse les d\u00e9cisions critiques d\u2019attribuer la capacit\u00e9 limit\u00e9e du r\u00e9seau aux dates de d\u00e9p\u00f4t arbitraires des demandes, o\u00f9 les droits h\u00e9rit\u00e9s des squatteurs sont acquis plusieurs ann\u00e9es avant que soit amorc\u00e9 un processus concurrentiel pour des ressources, et dictent dans les faits le r\u00e9sultat d\u2019un processus mieux d\u00e9termin\u00e9 par le co\u00fbt des ressources et les caract\u00e9ristiques op\u00e9rationnelles. Cela va \u00e0 l\u2019encontre de l\u2019objectif de l\u2019ordonnance de 2003 qui consiste \u00e0 \u00ab\u00a0introduire dans le march\u00e9 la production dont les consommateurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ont grandement besoin pour r\u00e9pondre \u00e0 leurs besoins croissants\u00a0\u00bb [traduction] sans retard indu[17]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Reconnaissant ce d\u00e9salignement, les OTER comme PJM, MISO et Southwest Power Pool (\u00ab\u00a0SPP\u00a0\u00bb) ont demand\u00e9 l\u2019approbation de la FERC pour accorder la priorit\u00e9 aux ressources n\u00e9cessaires pour garantir la fiabilit\u00e9. Chez PJM, 1\u00a0059\u00a0projets \u00e9taient admissibles \u00e0 l\u2019interconnexion, dont 60\u00a0% \u00e9taient des ressources intermittentes. Il proposait de mettre en \u0153uvre son initiative Reliability Resource\u00a0Initiative (\u00ab\u00a0RRI\u00a0\u00bb) pour permettre \u00e0 un sous-ensemble de producteurs n\u00e9cessaires pour r\u00e9pondre aux besoins de capacit\u00e9 de PJM d\u2019obtenir un droit d\u2019interconnexion plus rapidement[18]<\/a><\/sup>. \u00c0 l\u2019aide d\u2019un m\u00e9canisme de notation administratif qui tient compte des r\u00e9percussions sur le march\u00e9 et de la date d\u2019exploitation \u00e0 des fins commerciales plut\u00f4t que de la position dans la file d\u2019attente[19]<\/a><\/sup>, une liste de 94\u00a0demandes totalisant 26\u00a0gigawatts a \u00e9t\u00e9 r\u00e9duite \u00e0 51\u00a0projets repr\u00e9sentant une nouvelle capacit\u00e9 de production de 9\u00a0300\u00a0m\u00e9gawatts[20]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n L\u2019\u00e9tude Expedited Resource Addition Study (\u00ab\u00a0ERAS\u00a0\u00bb)[21]<\/a><\/sup> de MISO exige que les promoteurs de projets d\u00e9montrent qu\u2019ils r\u00e9pondront \u00e0 un besoin d\u00e9termin\u00e9 en mati\u00e8re de fiabilit\u00e9, appuy\u00e9 par une attestation d\u2019un service public r\u00e8glement\u00e9 selon laquelle ils proc\u00e8deront \u00e0 la construction de l\u2019infrastructure de mani\u00e8re ind\u00e9pendante ou concluront un contrat d\u2019achat d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (\u00ab\u00a0CAE\u00a0\u00bb) ou une entente semblable[22]<\/a><\/sup> pour ce faire. Elle a d\u2019abord \u00e9t\u00e9 rejet\u00e9e par la FERC[23]<\/a><\/sup>, mais approuv\u00e9e plus tard sous le nom de ERAS\u00a02.0. Celle-ci pr\u00e9voyait des plafonds sur les projets admissibles et excluait l\u2019Illinois et le Michigan, qui se livrent concurrence dans le commerce de d\u00e9tail[24]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n La proposition similaire de SPP, \u00e9galement appel\u00e9e ERAS, Expedited Resource Adequacy Study, a \u00e9galement \u00e9t\u00e9 accept\u00e9e[25]<\/a><\/sup>. La proposition de SPP vise \u00e0 acc\u00e9l\u00e9rer les projets de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u00e9sign\u00e9s par les services publics aux fins de l\u2019IGP[26]<\/a><\/sup>. Ces programmes soulignent que l\u2019attribution en fonction de la file d\u2019attente ne peut pas r\u00e9pondre aux besoins de fiabilit\u00e9 et exige des exceptions continues, un sympt\u00f4me d\u2019une d\u00e9faillance structurelle.<\/span><\/p>\n C. Dans des conditions de raret\u00e9, les approches de type \u00ab premier arriv\u00e9, premier servi \u00bb pour l\u2019IGP ont un effet de distorsion sur l\u2019investissement dans le transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/span><\/b><\/p>\n Les approches actuelles relatives \u00e0 l\u2019IGP d\u00e9forment \u00e0 la fois les nouvelles d\u00e9cisions d\u2019investissement dans la production et le transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. La r\u00e9partition des co\u00fbts en fonction de la file d\u2019attente a d\u00e9j\u00e0 fonctionn\u00e9 lorsque peu de projets \u00e9taient raccord\u00e9s \u00e0 un r\u00e9seau solide. Aujourd\u2019hui, avec des milliers de projets en attente, ce mod\u00e8le ad hoc <\/i>ne peut pas produire un r\u00e9seau de transport optimal.<\/span><\/p>\n L\u2019Alberta s\u2019\u00e9loigne de ce paradigme. Son passage d\u2019une norme z\u00e9ro congestion \u00e0 une planification optimale du transport (\u00ab\u00a0POT\u00a0\u00bb) exige que les nouveaux projets de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 aillent de l\u2019avant seulement lorsque les avantages pour le r\u00e9seau d\u00e9passent les co\u00fbts[27]<\/a><\/sup>. Jumel\u00e9e \u00e0 de nouveaux paiements de renforcement de la capacit\u00e9 de transport (\u00ab\u00a0PRCT\u00a0\u00bb), des frais initiaux non remboursables qui remplacent les d\u00e9p\u00f4ts remboursables actuels, la politique envoie des signaux plus clairs quant aux lieux d\u2019implantation. Les promoteurs sont incit\u00e9s \u00e0 s\u2019\u00e9tablir l\u00e0 o\u00f9 la capacit\u00e9 existe ou \u00e0 financer des projets de renforcement de mani\u00e8re \u00e0 r\u00e9duire le risque de congestion et les d\u00e9p\u00f4ts sp\u00e9culatifs. D\u2019autres r\u00e9gions explorent des approches semblables, mais la plupart continuent de s\u2019appuyer sur l\u2019anciennet\u00e9 dans la file d\u2019attente, ce qui transf\u00e8re la valeur de transport aux premiers inscrits et encourage ce qu\u2019on appelle la \u00ab\u00a0loterie de l\u2019IGP\u00a0\u00bb. De plus, les titulaires peuvent exploiter ce positionnement pour bloquer l\u2019entr\u00e9e de nouveaux venus proposant des solutions efficaces, ce qui augmente les co\u00fbts pour les clients[28]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Lorsque la planification du transport r\u00e9gional est alors effectu\u00e9e pour tenir compte de la croissance prot\u00e9g\u00e9e par un tel arri\u00e9r\u00e9, mais sp\u00e9culative, l\u2019effet est pr\u00e9visible\u00a0: le transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est planifi\u00e9 et financ\u00e9 par les clients, ce qui peut ne pas produire les avantages pr\u00e9vus si l\u2019acc\u00e8s prioritaire est accord\u00e9 \u00e0 des projets inscrits depuis plus longtemps dans la file d\u2019attente, mais qui sont mal align\u00e9s sur les besoins ou la valeur du client.<\/span><\/p>\n III. R\u00c9FORMES POUR UNE APPROCHE RELATIVE \u00c0 L\u2019IGP EN LIBRE ACC\u00c8S FOND\u00c9E SUR LES AVANTAGES POUR LE CLIENT ET LE R\u00c9SEAU<\/strong><\/p>\n Le libre acc\u00e8s devrait demeurer au c\u0153ur de la politique d\u2019interconnexion, mais la raret\u00e9 exige que les organismes de r\u00e8glementation et les OSI aillent au-del\u00e0 des approches de type \u00ab\u00a0premier arriv\u00e9, premier servi\u00a0\u00bb. Ces approches traditionnelles supposaient que le transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9tait un bien public illimit\u00e9, mais cette pr\u00e9misse ne tient plus. Jadis efficaces pour acc\u00e9l\u00e9rer le d\u00e9veloppement du r\u00e9seau, ces r\u00e8gles de la ru\u00e9e vers l\u2019or nuisent maintenant \u00e0 la capacit\u00e9 de r\u00e9pondre \u00e0 la demande des clients, \u00e0 la fiabilit\u00e9 du service et \u00e0 d\u2019autres objectifs strat\u00e9giques. Le pr\u00e9sent article recommande des r\u00e9formes qui attribuent la capacit\u00e9 d\u2019interconnexion limit\u00e9e aux projets offrant la plus grande valeur pour les clients et le r\u00e9seau.<\/span><\/p>\n Toute approche doit reconna\u00eetre que les clients, ou les entit\u00e9s de desserte de charge\u00a0(\u00ab\u00a0EDC\u00a0\u00bb) qui leur fournissent de l\u2019\u00e9nergie, assument en fin de compte les co\u00fbts de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans la plupart des ententes de tarification[29]<\/a><\/sup>. La raret\u00e9 de la capacit\u00e9 d\u2019interconnexion devrait donc mener \u00e0 accorder la priorit\u00e9 aux projets soutenus par les engagements des clients ou qui offrent les avantages les plus importants pour le r\u00e9seau. Les proc\u00e9dures de type \u00ab\u00a0premier arriv\u00e9, premier servi\u00a0\u00bb relatives \u00e0 l\u2019IGP \u00e9chouent \u00e0 atteindre cet objectif. Cependant, un virage est d\u00e9j\u00e0 en cours \u00e0 plusieurs endroits.<\/span><\/p>\n Les processus concurrentiels doivent remplacer ceux qui reposent sur le principe d\u2019anciennet\u00e9 dans la file d\u2019attente comme base d\u2019attribution du droit de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Dans les march\u00e9s bilat\u00e9raux et les services publics r\u00e8glement\u00e9s par l\u2019\u00c9tat, cela peut signifier des appels de propositions surveill\u00e9s par l\u2019\u00c9tat et contr\u00f4l\u00e9s par des \u00e9valuateurs ind\u00e9pendants. Dans les march\u00e9s restructur\u00e9s caract\u00e9ris\u00e9s par une concurrence au niveau du commerce de d\u00e9tail, les nominations par les EDC pourraient produire des r\u00e9sultats semblables. Un processus d\u2019appel de soumissions ou de mise aux ench\u00e8res pourrait \u00e9galement \u00eatre utilis\u00e9. Dans tous les cas, des mesures de protection doivent \u00eatre \u00e9tablies pour emp\u00eacher les titulaires de droits de transport de favoriser la production affili\u00e9e, conform\u00e9ment aux ordonnances\u00a0888 et 2003 de la FERC.<\/span><\/p>\n La tarification devrait \u00e9galement refl\u00e9ter la r\u00e9alit\u00e9. L\u2019acc\u00e8s \u00e0 une nouvelle capacit\u00e9 de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 doit refl\u00e9ter les co\u00fbts diff\u00e9rentiels ou fond\u00e9s sur le march\u00e9, et non les tarifs historiques int\u00e9gr\u00e9s dans un tarif de transport en libre acc\u00e8s. Lorsque l\u2019interconnexion d\u00e9clenche des mises \u00e0 niveau majeures du r\u00e9seau, la r\u00e9partition des co\u00fbts entre les ressources b\u00e9n\u00e9ficiant de l\u2019interconnexion ou leurs preneurs devrait tenir compte de ces r\u00e9percussions. L\u2019harmonisation des signaux de prix avec les co\u00fbts r\u00e9els d\u00e9courage la sp\u00e9culation et garantit que l\u2019expansion du transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 procure de la valeur aux clients et au r\u00e9seau.<\/span><\/p>\n La plupart de ces approches relatives \u00e0 l\u2019IGP en libre acc\u00e8s recommand\u00e9es, o\u00f9 tous les producteurs peuvent se livrer concurrence pour obtenir un droit d\u2019interconnexion prioritaire ind\u00e9pendamment du moment o\u00f9 leur demande a \u00e9t\u00e9 inscrite dans la file d\u2019attente de l\u2019IGP, peuvent \u00eatre mises en \u0153uvre sur des march\u00e9s bilat\u00e9raux et r\u00e8glement\u00e9s par l\u2019\u00c9tat, mais exigent naturellement des approches diff\u00e9rentes sur des march\u00e9s enti\u00e8rement restructur\u00e9s.<\/span><\/p>\n 1. Approche r\u00e8glement\u00e9e de l\u2019\u00c9tat pour les services publics int\u00e9gr\u00e9s verticalement<\/span><\/b><\/p>\n Dans les march\u00e9s bilat\u00e9raux et r\u00e8glement\u00e9s par l\u2019\u00c9tat, l\u2019expansion du transport peut \u00eatre planifi\u00e9e de fa\u00e7on exhaustive au profit des clients de charge natifs, financ\u00e9e au moyen d\u2019un recouvrement des co\u00fbts socialis\u00e9, plut\u00f4t qu\u2019en attribuant les co\u00fbts de mise \u00e0 niveau \u00e0 des producteurs individuels. Jumel\u00e9e \u00e0 des processus d\u2019approvisionnement transparents et concurrentiels pour toutes les sources, la priorit\u00e9 d\u2019interconnexion peut \u00eatre attribu\u00e9e aux soumissions gagnantes qui r\u00e9pondent le mieux aux objectifs de fiabilit\u00e9, de suffisance des ressources et de co\u00fbt plut\u00f4t qu\u2019\u00e0 l\u2019anciennet\u00e9 dans la file d\u2019attente.<\/span><\/p>\n L\u2019arrimage des droits limit\u00e9s d\u2019IGP aux r\u00e9sultats des appels d\u2019offres concurrentiels surveill\u00e9s par l\u2019\u00c9tat fait de la viabilit\u00e9 commerciale un r\u00e9sultat concurrentiel o\u00f9 la valeur d\u2019un projet n\u2019est plus li\u00e9e au moment o\u00f9 il a \u00e9t\u00e9 inscrit dans la file d\u2019attente. Par cons\u00e9quent, la d\u00e9cision de r\u00e9partition s\u2019inscrit dans un processus r\u00e8glement\u00e9 ax\u00e9 sur les r\u00e9sultats pour l\u2019int\u00e9r\u00eat public. Cette conception r\u00e9pond \u00e9galement \u00e0 des pr\u00e9occupations famili\u00e8res au sujet de l\u2019objectivit\u00e9 et de la transparence des exceptions aux r\u00e8gles relatives \u00e0 l\u2019IGP ordinaires permettant de \u00ab\u00a0passer devant les autres\u00a0\u00bb. Les sollicitations concurrentielles contr\u00f4l\u00e9es par des \u00e9valuateurs ind\u00e9pendants, ayant de solides ant\u00e9c\u00e9dents en mati\u00e8re d\u2019\u00e9laboration de dossiers et d\u2019examen r\u00e8glementaire dans le cadre de proc\u00e9dures en justice, garantissent la visibilit\u00e9 du processus pour les organismes de r\u00e8glementation. La FERC pourrait \u00e9tablir un crit\u00e8re d\u2019acceptabilit\u00e9 de ces processus \u00e9tatiques avant de les sanctionner pour s\u2019assurer que les objectifs du libre acc\u00e8s sont v\u00e9ritablement atteints, sinon par une approche qui repose \u00e0 tort sur le principe du \u00ab\u00a0premier arriv\u00e9, premier servi\u00a0\u00bb de la r\u00e8glementation de l\u2019interconnexion relevant de la comp\u00e9tence f\u00e9d\u00e9rale.<\/span><\/p>\n L\u2019attribution de la priorit\u00e9 d\u2019interconnexion \u00e0 une capacit\u00e9 de transport rare par le biais de processus d\u2019approvisionnement concurrentiels, plut\u00f4t que selon la position dans une file d\u2019attente individuelle, d\u00e9termine quelle capacit\u00e9 est ajout\u00e9e, \u00e0 quel moment et \u00e0 quel endroit elle est n\u00e9cessaire, et selon quelles conditions commerciales. Cela limite le biais induit par la construction de l\u2019infrastructure de mani\u00e8re ind\u00e9pendante en for\u00e7ant la concurrence directe entre les propositions soumises par des services publics et de tierces parties \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur de limites de co\u00fbt et de risque d\u00e9finies, et retourne la valeur du transport aux clients \u00e0 des tarifs de souscription au service public plus bas. Cela contraste avec de nombreuses structures d\u2019OTER qui privatisent la valeur par l\u2019interm\u00e9diaire de l\u2019anciennet\u00e9 des droits dans la file d\u2019attente. Les achats toutes sources du Colorado illustrent ce mod\u00e8le\u00a0: la priorit\u00e9 d\u2019IGP \u00e0 la capacit\u00e9 limit\u00e9e est accord\u00e9e dans l\u2019ordre des soumissions gagnantes, ce qui permet de planifier le transport[30]<\/a><\/sup> et la livraison \u00e0 l\u2019\u00e9chelle.<\/span><\/p>\n 2. L\u2019approche du CAISO<\/span><\/b><\/p>\n Comparativement aux \u00c9tats \u00e0 int\u00e9gration verticale, le California Independent System Operator (\u00ab\u00a0CAISO\u00a0\u00bb) exploite ses activit\u00e9s dans un paysage de vente au d\u00e9tail beaucoup plus diversifi\u00e9 comprenant 100\u00a0EDC, y compris des services publics appartenant \u00e0 des investisseurs, des agr\u00e9gateurs choisis par la communaut\u00e9 et des d\u00e9taillants concurrentiels dont la taille de la production varie de moins de 1\u00a0m\u00e9gawatt \u00e0 plus de 13\u00a0000\u00a0m\u00e9gawatts[31]<\/a><\/sup>. Sa file d\u2019attente d\u2019interconnexion est fortement sursouscrite, comme l\u2019a d\u00e9montr\u00e9 son \u00e9tude de la grappe\u00a015 qui comprenait 541\u00a0nouveaux projets repr\u00e9sentant 354\u00a0000\u00a0m\u00e9gawatts. Cela d\u00e9passe de loin la demande record du CAISO, ce qui souligne la nature sp\u00e9culative de la file d\u2019attente d\u2019interconnexion[32]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Pour r\u00e9gler ce probl\u00e8me, le CAISO a remplac\u00e9 la priorit\u00e9 en fonction de l\u2019anciennet\u00e9 par un syst\u00e8me de notation pond\u00e9r\u00e9e afin d\u2019attribuer les droits de priorit\u00e9 d\u2019IGP[33]<\/a><\/sup>. Les EDC re\u00e7oivent des \u00ab\u00a0points pour l\u2019int\u00e9r\u00eat commercial\u00a0\u00bb qu\u2019ils peuvent attribuer aux ressources de la file d\u2019attente pour lui accorder un statut plus prioritaire[34]<\/a><\/sup>. Les EDC utilisent naturellement leurs points dans le cadre de projets qu\u2019ils ont l\u2019intention d\u2019entreprendre ou avec lesquels ils ont d\u00e9j\u00e0 conclu un contrat, en accordant la priorit\u00e9 aux ressources appuy\u00e9es par des engagements r\u00e9els de clients. Ce m\u00e9canisme a d\u00e9j\u00e0 influenc\u00e9 les accords d\u2019achat d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, les acheteurs obtenant de meilleures conditions en \u00e9change de points qui r\u00e9duisent l\u2019incertitude li\u00e9e \u00e0 l\u2019interconnexion.<\/span><\/p>\n Les limites sur la propri\u00e9t\u00e9 de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 r\u00e9duisent les transactions internes[35]<\/a><\/sup>, et le transport planifi\u00e9 centralement et financ\u00e9 par le client font des points des EDC un indicateur raisonnable des avantages pour le client[36]<\/a><\/sup>. La restructuration du commerce de d\u00e9tail en Californie, bien qu\u2019incompl\u00e8te, assure la pr\u00e9sence d\u2019une tension concurrentielle entre les acheteurs de la production, ce qui permet d\u2019\u00e9viter des incitations perverses contre lesquelles un organisme de r\u00e8glementation devrait autrement se pr\u00e9munir dans les march\u00e9s des services publics int\u00e9gr\u00e9s verticalement qui sont ferm\u00e9s \u00e0 la concurrence au d\u00e9tail. L\u2019utilisation pr\u00e9coce des points dans le cadre de la r\u00e9forme du CAISO a \u00e9t\u00e9 modeste en raison d\u2019un d\u00e9ploiement pr\u00e9cipit\u00e9, mais la r\u00e9forme du march\u00e9 r\u00e9oriente carr\u00e9ment la priorit\u00e9 d\u2019interconnexion vers les projets soutenus par les clients et \u00e9vite les inscriptions sp\u00e9culatives dans la file d\u2019attente, de sorte que tous les producteurs puissent se livrer concurrence pour l\u2019acc\u00e8s au r\u00e9seau et \u00e0 la valeur de la client\u00e8le \u2013 une forme plus authentique de libre acc\u00e8s.<\/span><\/p>\n 3. March\u00e9s enti\u00e8rement restructur\u00e9s<\/span><\/b><\/p>\n Dans les march\u00e9s des OTER et OSI enti\u00e8rement d\u00e9sagr\u00e9g\u00e9s verticalement, o\u00f9 la propri\u00e9t\u00e9 de la production est diversifi\u00e9e et o\u00f9 la concurrence au d\u00e9tail est g\u00e9n\u00e9ralis\u00e9e, le probl\u00e8me d\u2019interconnexion refl\u00e8te largement celui des autres structures juridictionnelles. Les proc\u00e9dures de type \u00ab\u00a0premier arriv\u00e9, premier servi\u00a0\u00bb relatives \u00e0 l\u2019IGP congestionnent toujours les files d\u2019attente d\u2019IGP parce que de nombreux projets n\u2019ont pas de voies de commercialisation cr\u00e9dibles, et freinent l\u2019ex\u00e9cution de projets plus loin dans la file d\u2019attente qui pourraient mieux r\u00e9pondre aux besoins en mati\u00e8re de pertinence des ressources, de fiabilit\u00e9 et de valeur pour la client\u00e8le. La solution est n\u00e9cessairement plus complexe que dans les march\u00e9s verticalement int\u00e9gr\u00e9s, o\u00f9 l\u2019identit\u00e9 de l\u2019acheteur de la production est claire, ou de celui de la Californie qui compte un moins grand nombre d\u2019EDC et un plus grand nombre de contrats dirig\u00e9s par la politique. Dans des march\u00e9s comme ceux de PJM, ISO-NE, New York Independent System Operator Inc (\u00ab\u00a0NYISO\u00a0\u00bb), ERCOT (Texas) et de l\u2019Alberta, les clients sont raccord\u00e9s de fa\u00e7on moins visible, ce qui complique tout processus d\u2019attribution de la priorit\u00e9 ax\u00e9e sur le client dans la file d\u2019attente.<\/span><\/p>\n Les activit\u00e9s de magasinage des clients dans ces territoires de comp\u00e9tence ne sont pas universelles. La plupart des clients industriels qui en avaient l\u2019option ont choisi une EDC tierce[37]<\/a><\/sup> et, dans certains cas, ils savent exactement ce qu\u2019ils ach\u00e8tent, comme lorsque Microsoft a achet\u00e9 un CAE \u00e0 long terme li\u00e9 au red\u00e9marrage de la centrale Three Mile Island de Constellation[38]<\/a><\/sup>. Le plus souvent, les arrangements en mati\u00e8re d\u2019approvisionnement sont \u00e0 court terme et n\u2019ont pas de lien clair avec des ressources de production particuli\u00e8res.<\/span><\/p>\n La participation r\u00e9sidentielle varie grandement. Selon le march\u00e9, seulement 5\u00a0% \u00e0 85\u00a0% des m\u00e9nages re\u00e7oivent souscrivent au service d\u2019une EDC tierce[39]<\/a><\/sup>. M\u00eame ces clients ne re\u00e7oivent pas d\u2019\u00e9nergie des ressources d\u00e9di\u00e9es d\u2019un service public. Bon nombre d\u2019EDC ne poss\u00e8dent pas du tout de capacit\u00e9 de production, mais ach\u00e8tent plut\u00f4t de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sur le march\u00e9 de gros dans le cadre de transactions financi\u00e8res plut\u00f4t que de contrats conditionnels \u00e0 l\u2019unit\u00e9. Ces op\u00e9rations se r\u00e8glent g\u00e9n\u00e9ralement sous forme de \u00ab\u00a0contrats pour des \u00e9carts de prix\u00a0\u00bb par rapport aux m\u00e9canismes d\u2019ench\u00e8res du prix du prochain jour et en temps r\u00e9el men\u00e9es par l\u2019OTER ou l\u2019OSI[40]<\/a><\/sup>. Les contreparties peuvent \u00eatre des propri\u00e9taires de production ou des interm\u00e9diaires financiers, ce qui rend floue la source de production et son lien avec les clients individuels. Dans le cas des clients qui ne magasinent pas, les services publics, les organismes d\u2019\u00c9tat ou les d\u00e9taillants r\u00e8glement\u00e9s regroupent la demande et soumissionnent sur le march\u00e9 de gros, o\u00f9 les fournisseurs de gros se font concurrence pour livrer cette charge.<\/span><\/p>\n Ce paysage commercial fragment\u00e9 soul\u00e8ve une question cl\u00e9\u00a0: \u00c0 quoi ressemblerait une approche d\u2019interconnexion ax\u00e9e sur le client dans les march\u00e9s o\u00f9 les clients connaissent rarement la ressource qui les sert? Une des solutions possibles consiste \u00e0 \u00e9tendre la logique de la r\u00e9forme du CAISO, qui accorde la priorit\u00e9 en fonction des int\u00e9r\u00eats commerciaux plut\u00f4t que de l\u2019anciennet\u00e9 dans la file d\u2019attente. Si une EDC ou un gros client a pass\u00e9 un contrat pour une ressource, cet arrangement pourrait justifier une priorit\u00e9 plus \u00e9lev\u00e9e dans la file d\u2019attente. Cette approche fait en sorte que les ressources qui ont de vrais engagements avec des clients, et par cons\u00e9quent une voie claire vers la commercialisation, passent devant les projets purement sp\u00e9culatifs. Cette m\u00e9thode est souvent consid\u00e9r\u00e9e comme une solution aux files d\u2019attente pour r\u00e9pondre \u00e0 une charge tributaire de l\u2019intelligence artificielle, et les projets de centres de donn\u00e9es sont encourag\u00e9s \u00e0 \u00ab\u00a0g\u00e9n\u00e9rer leur propre \u00e9nergie eux-m\u00eames\u00a0\u00bb.<\/span><\/p>\n Pour ce qui est des ressources d\u00e9velopp\u00e9es sur une base commerciale, une autre solution s\u2019impose. Une approche prometteuse est l\u2019appel de soumissions pour l\u2019acc\u00e8s au r\u00e9seau, un processus \u00e0 dur\u00e9e limit\u00e9e dans le cadre duquel l\u2019exploitant du r\u00e9seau sollicite des demandes contraignantes pour obtenir une capacit\u00e9 d\u2019interconnexion ou de transport. Il agr\u00e8ge ensuite la demande et r\u00e9partit les droits et les co\u00fbts de fa\u00e7on transparente, souvent au moyen d\u2019ench\u00e8res ou d\u2019abonnements proportionnels. Ce mod\u00e8le, utilis\u00e9 depuis longtemps dans le secteur des gazoducs et adapt\u00e9 aux projets commerciaux de CCHT[41]<\/a><\/sup>, remplace l\u2019anciennet\u00e9 dans la file d\u2019attente par une volont\u00e9 d\u00e9montr\u00e9e de payer ou de conclure un engagement contractuel et permet de filtrer la sp\u00e9culation et d\u2019harmoniser l\u2019expansion avec les besoins r\u00e9els du r\u00e9seau. Les droits obtenus au terme d\u2019un appel de soumissions pourraient m\u00eame \u00eatre n\u00e9goci\u00e9s sur un march\u00e9 secondaire, ce qui cr\u00e9erait des liquidit\u00e9s et garantirait que la capacit\u00e9 est aiguill\u00e9e vers les utilisations ayant la plus grande valeur.<\/span><\/p>\n En Alberta, l\u2019AESO offre une \u00e9tude de cas utile pour la r\u00e9forme partielle. Son processus d\u2019\u00e9valuation group\u00e9e regroupe les projets de production et de stockage dans des fen\u00eatres d\u2019admission d\u00e9finies et les \u00e9tudie ensemble, am\u00e9liorant ainsi l\u2019efficacit\u00e9 et imposant une discipline financi\u00e8re en imposant des frais de demande, des exigences en mati\u00e8re de s\u00e9curit\u00e9 et des obligations de contribution li\u00e9es \u00e0 la production[42]<\/a><\/sup>. Ces mesures r\u00e9duisent les inscriptions \u00e0 fins sp\u00e9culatives et permettent une analyse coordonn\u00e9e du r\u00e9seau. Cependant, le regroupement ne r\u00e9sout pas \u00e0 lui seul les probl\u00e8mes fondamentaux li\u00e9s \u00e0 l\u2019attribution et \u00e0 la sp\u00e9culation. De fa\u00e7on g\u00e9n\u00e9rale, la priorit\u00e9 d\u00e9pend toujours du moment de l\u2019inscription au sein de la grappe. Comme la grappe\u00a01 regroupe des projets repr\u00e9sentant plus 16\u00a0000\u00a0m\u00e9gawatts, bon nombre d\u2019entre eux ne progresseront pas ni n\u2019ont pour intention de le faire. Ces probl\u00e8mes entra\u00eenent des risques d\u2019annulation \u00e9lev\u00e9s, ce qui limite l\u2019efficacit\u00e9 des \u00e9tudes[43]<\/a><\/sup>, une pr\u00e9occupation d\u00e9crite pr\u00e9c\u00e9demment dans le pr\u00e9sent article concernant le MISO[44]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Le processus de regroupement introduit des \u00e9tapes structur\u00e9es, en commen\u00e7ant par une System Access Service Request (\u00ab\u00a0SASR\u00a0\u00bb) (demande de service d\u2019acc\u00e8s au r\u00e9seau) et en passant par les \u00e9valuations pr\u00e9liminaires et d\u00e9taill\u00e9es, chacune exigeant des produits livrables comme les port\u00e9es de l\u2019\u00e9tude, les estimations des co\u00fbts et la preuve du paiement de la contribution par le propri\u00e9taire de l\u2019unit\u00e9 de production. La garantie financi\u00e8re et les d\u00e9cisions par \u00e9tapes aident \u00e0 filtrer les projets sp\u00e9culatifs, m\u00eame si les paiements sont souvent trop n\u00e9gligeables pour que des promoteurs bien nantis puissent simplement traiter ces projets comme un co\u00fbt d\u2019exploitation, surtout lorsqu\u2019ils s\u2019inscrivent dans des files d\u2019attente dans de multiples administrations. Les \u00e9tudes coordonn\u00e9es permettent \u00e0 l\u2019AESO de cerner des solutions de rechange pour la connexion au moindre co\u00fbt et des mises \u00e0 niveau dont les co\u00fbts sont partag\u00e9s de mani\u00e8re plus efficace que ce que permettent les examens en s\u00e9rie, bien que ces limites soient soulign\u00e9es dans les annulations mentionn\u00e9es ci-dessus.<\/span><\/p>\n Ces processus contribuent \u00e0 am\u00e9liorer la transparence et la pr\u00e9visibilit\u00e9 pour les promoteurs gr\u00e2ce aux fen\u00eatres de r\u00e9ception des demandes publi\u00e9es et aux calendriers comportant des \u00e9tapes, mais des probl\u00e8mes persistent. Compte tenu des probl\u00e8mes de sursouscription et d\u2019annulation, il est clair que le regroupement \u00e0 lui seul ne peut pas r\u00e9soudre la dynamique sp\u00e9culative d\u2019inscription dans la file d\u2019attente qui afflige les OTER et les OSI partout en Am\u00e9rique du Nord. Les signaux relatifs aux co\u00fbts peuvent \u00e9galement \u00eatre contourn\u00e9s, en tentant de filtrer les projets sp\u00e9culatifs (\u00e9tant entendu que les co\u00fbts peuvent \u00eatre suffisamment \u00e9lev\u00e9s que pour vraiment \u00e9carter les petits promoteurs), mais ils ne m\u00e8nent pas n\u00e9cessairement \u00e0 prioriser les ressources offrant la valeur la plus \u00e9lev\u00e9e sur le plan de la fiabilit\u00e9, de l\u2019emplacement ou de la rapidit\u00e9 de desserte du march\u00e9, sauf s\u2019ils peuvent \u00eatre jumel\u00e9s \u00e0 une r\u00e8gle de s\u00e9lection fond\u00e9e sur la valeur.<\/span><\/p>\n Une approche hybride, en conservant le regroupement pour l\u2019efficacit\u00e9 des \u00e9tudes, mais en attribuant la priorit\u00e9 au moyen d\u2019un pointage ax\u00e9 sur la client\u00e8le ou d\u2019un appel de soumissions, permettrait de mieux harmoniser l\u2019interconnexion avec la fiabilit\u00e9, le caract\u00e8re ad\u00e9quat de la ressource et la valeur pour les clients. Les r\u00e9formes \u00e0 venir en Alberta pourraient l\u2019aider \u00e0 se rapprocher de ces objectifs. En juillet\u00a02024, le ministre de l\u2019Abordabilit\u00e9 et des Services publics a demand\u00e9 \u00e0 l\u2019AESO d\u2019adopter une approche fond\u00e9e sur la POT[45]<\/a><\/sup>. Conjugu\u00e9e aux PRCT, cette nouvelle norme de planification rapproche l\u2019Alberta de la r\u00e9alisation de l\u2019approche hybride susmentionn\u00e9e. Cette approche est con\u00e7ue pour envoyer des signaux de prix plus pr\u00e9cis fond\u00e9s sur l\u2019emplacement et harmoniser les incitations du promoteur avec la valeur du r\u00e9seau, tout en permettant \u00e0 l\u2019AESO de mieux g\u00e9rer la congestion et d\u2019attribuer les co\u00fbts selon les principes de causalit\u00e9 des co\u00fbts[46]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Des signaux relatifs \u00e0 l\u2019emplacement plus clairs pour les promoteurs seront fournis par la capacit\u00e9 existante d\u2019interconnexion aux fins du transport, les co\u00fbts des PRCT et les prix marginaux en temps r\u00e9el fonction de l\u2019emplacement sur le march\u00e9 de gros. Les promoteurs ne pourront plus compter sur l\u2019AESO pour planifier des mises \u00e0 niveau co\u00fbteuses du transport afin d\u2019att\u00e9nuer la congestion. Ensemble, le regroupement, la POT et les PRCT favorisent un r\u00e9gime coordonn\u00e9 d\u2019interconnexion et de transport ax\u00e9 sur la valeur. Le regroupement assure l\u2019efficacit\u00e9 et la transparence du s\u00e9quen\u00e7age des \u00e9tudes. La POT simplifie les d\u00e9cisions d\u2019expansion en fonction des avantages \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du r\u00e9seau. Les PRCT introduisent d\u00e8s le d\u00e9part des signaux plus forts sur les co\u00fbts li\u00e9s \u00e0 l\u2019emplacement et techniques[47]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n CONCLUSION<\/strong><\/p>\n La raret\u00e9 a boulevers\u00e9 la logique de la politique d\u2019interconnexion de type \u00ab\u00a0premier arriv\u00e9, premier servi\u00a0\u00bb. Le libre acc\u00e8s doit \u00e9voluer pour prioriser les projets qui offrent une valeur mesurable pour les clients et le r\u00e9seau en adoptant des processus transparents et concurrentiels ainsi que des signaux fond\u00e9s sur le march\u00e9.<\/span><\/p>\n Les premi\u00e8res r\u00e9formes au Colorado et en Californie montrent que l\u2019anciennet\u00e9 dans la file d\u2019attente peut \u00eatre remplac\u00e9e par des m\u00e9canismes fond\u00e9s sur de vrais engagements qui pr\u00e9servent la concurrence et r\u00e9duisent la sp\u00e9culation. Pour les march\u00e9s enti\u00e8rement restructur\u00e9s, le d\u00e9fi est plus grand, mais il peut \u00eatre relev\u00e9. Le passage de l\u2019Alberta \u00e0 la planification optimale du transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et aux paiements de renforcement du transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, jumel\u00e9 au regroupement, annonce un virage vers une interconnexion fond\u00e9e sur la valeur.<\/span><\/p>\n Si elles sont bien mises en \u0153uvre, ces r\u00e9formes remplaceront non seulement la mentalit\u00e9 ax\u00e9e sur la ru\u00e9e vers l\u2019or, mais renforceront les fondements du libre acc\u00e8s, ce qui permettra aux r\u00e9seaux \u00e9lectriques de r\u00e9pondre \u00e0 la demande croissante et aux objectifs politiques sans sacrifier l\u2019\u00e9quit\u00e9 ou l\u2019efficacit\u00e9. La souplesse et la cr\u00e9ativit\u00e9 ne sont plus optionnelles, elles sont des pr\u00e9requis pour un r\u00e9seau fiable et ax\u00e9 sur le client en cette \u00e8re de raret\u00e9.\u00a0<\/span><\/p>\n <\/p>\n <\/p>\n<\/div>\n * Travis Kavulla (B.\u00a0A., Universit\u00e9 Harvard; M.\u00a0Phil., Universit\u00e9 de Cambridge) est chef des affaires politiques chez Base Power Company, ancien pr\u00e9sident de la Montana Public Service Commission et ancien pr\u00e9sident de la National Association of Regulatory Utility Commissioners. Il enseigne \u00e0 la Harris School of Public Policy de l\u2019Universit\u00e9 de Chicago.<\/p>\n Kevin\u00a0Thompson (B. A., Mount Royal) est gestionnaire des affaires r\u00e8glementaires chez NRG Energy.<\/p>\n Le pr\u00e9sent article fait fond sur un article ant\u00e9rieur publi\u00e9 dans la cat\u00e9gorie Energy Briefs de l\u2019Energy Bar\u00a0Association<\/em>. Voir Eric\u00a0Blank & Travis\u00a0Kavulla, \u00ab\u00a0The End of the Grid\u2019s Gold Rush Era: Towards Customer-Oriented Approaches to Generator Interconnection\u00a0\u00bb (23\u00a0ao\u00fbt\u00a02025), en ligne\u00a0: <Eba-net.org\/the-end-of-the-grids-gold-rush-era-toward-customer-oriented-approaches-to-generator-interconnection<\/a>>.<\/p>\n 1<\/a><\/sup> \u00c0 titre d\u2019exemple, la premi\u00e8re grappe \u00e0 \u00e9tudier serait un groupe de producteurs en t\u00eate de la file d\u2019attente d\u2019interconnexion. <\/span>Voir Federal Energy Regulatory Commission, Improvements to Generator Interconnection Procedures and Agreements, 184 F.E.R.C. \u00b6 61,054, (2023). Comme d\u00e9crit ci-dessous, Midcontinent Independent System Operator (MISO) et PJM Interconnection, L.L.C. (PJM) ont tous deux fait remarquer que m\u00eame dans le cadre des proc\u00e9dures relatives \u00e0 l\u2019IGP de type \u00ab\u00a0premier arriv\u00e9, premier servi\u00a0\u00bb r\u00e9form\u00e9es, il faudra de nombreuses ann\u00e9es pour \u00e9liminer leurs files d\u2019attente respectives en mati\u00e8re d\u2019interconnexion. Certaines \u00e9tudes devront \u00eatre reprises dans le cas de projets qui sont retir\u00e9s du processus apr\u00e8s avoir \u00e9t\u00e9 jug\u00e9s non \u00ab\u00a0pr\u00eats\u00a0\u00bb et d\u2019autres projets qui sont approuv\u00e9s, mais qui risquent de ne pas \u00eatre mis en service (voire de ne pas \u00eatre r\u00e9alis\u00e9s tout simplement) avant la fin de la d\u00e9cennie suivante. <\/span>Voir Federal Energy Regulatory Commission, Standardization of Federator Interconnection Agreements and Procedures, 104 F.E.R.C. 61,103, (24\u00a0juillet\u00a02003), en ligne (pdf)\u00a0: <ferc.gov\/sites\/default\/files\/2020-04\/E-1_71.pdf<\/a>> [Ordonnance no 2003<\/em>].<\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 2<\/a><\/sup> Ibid.<\/em><\/span><\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 3<\/a><\/sup> Voir Joseph Rand, \u00ab\u00a0Queued Up: Status and Drivers of Generator Interconnection Backlog\u00a0\u00bb, Lawrence Berkeley National Laboratory, Transmission and Interconnection Summit (juin\u00a02023) \u00e0 la p 5, en ligne (pdf)\u00a0: <energy.gov\/sites\/default\/files\/2023-07\/Rand_Queued%20Up_2022_Tx%26Ix_Summit_061223.pdf<\/a>> (montrant que les files d\u2019attente d\u2019interconnexion actives en 2010 \u00e9taient relativement petites par rapport \u00e0 la capacit\u00e9 install\u00e9e compos\u00e9e principalement de sources \u00e9oliennes, et donc concentr\u00e9e).<\/span><\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 4<\/a><\/sup> Les derniers projets importants de transport d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Alberta consistaient en deux lignes parall\u00e8les de courant continu \u00e0 haute tension (\u00ab\u00a0CCHT\u00a0\u00bb) r\u00e9gies par le projet de loi\u00a050. \u00c0 ce moment-l\u00e0, de nombreux universitaires et professionnels de l\u2019industrie nous ont pr\u00e9venus qu\u2019il y avait une construction excessive inefficace. Voir Jeffrey Church et al., \u00ab\u00a0Transmission Policy in Alberta and Bill 50\u00a0\u00bb, document de recherche de la School of Public Policy de l\u2019Universit\u00e9 de Calgary, (2\u00a0novembre\u00a02009), aux pp\u00a04, 8 et 15, en ligne (pdf)\u00a0: <journalhosting.ucalgary.ca\/index.php\/sppp\/article\/view\/42325\/30212<\/a>>.<\/span>\u00a0<\/span><\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n 5<\/a><\/sup> Voir Joseph\u00a0Rand, \u00ab\u00a0Queued Up: Status and Drivers of Generator Interconnection Backlog\u00a0\u00bb, Berkeley Lab (juin\u00a02023), \u00e0 la p\u00a04, en ligne (pdf)\u00a0: <energy.gov\/sites\/default\/files\/2023-07\/Rand_Queued%20Up_2022_Tx%26Ix_Summit_061223.pdf<\/a>> (montrant la capacit\u00e9 annuelle en m\u00e9gawatts et le nombre de demandes dans les files d\u2019attente d\u2019interconnexion nationales depuis 2000).<\/span><\/p>\n<\/div>\n<\/li>\n\n