Écrit par Jessica Kennedy, David Macaulay, Larissa Lees et Nathan Murray

Le 10 décembre 2024, le ministre de l’Abordabilité et des Services publics (ministre) a publié un lettre d’orientation à l’Alberta Electric System Operator (AESO) décrivant les décisions du gouvernement de l’Alberta (gouvernement) concernant certains changements clés à la politique et à la réglementation du marché et du transport de l’électricité. Bien que les orientations s’harmonisent en grande partie avec les attentes de l’industrie et apportent plus de clarté en ce qui concerne les annonces précédentes, elles introduisent également plusieurs nouveaux éléments importants. Notamment, le gouvernement a l’intention de supprimer la surveillance réglementaire sur les règles iso initiales pour le marché de l’énergie restructuré (REM), permettant au REM d’être mis en œuvre par l’AESO sans la surveillance typique de l’Alberta Utilities Commission (AUC). De même, l’AESO est chargé de consulter et de mettre en œuvre les changements apportés à la politique de transmission, en vue d’une « mise en œuvre rapide ».

Ce blogue donne un aperçu (1) de la lettre d’instructions du ministre ; (2) comment nous sommes arrivés ici (pour le contexte) ; (3) nos observations initiales ; et (4) les prochaines étapes des processus de mobilisation et de mise en œuvre.

Annonces de politique de décembre 2024

Un résumé des principales annonces de politique de marché et de transmission de la Lettre d’orientation décembre sont ci-dessous.

Conception restructurée du marché de l’énergie

La lettre d’instructions confirme le développement continu de l’AESO de la conception du REM et fournit des clarifications et des directives comme suit :

• Gestion de la congestion fondée sur le marché : L’AESO est chargé de créer un mécanisme de gestion de la congestion qui reconnaît l’occupation des postes ; de fournir aux producteurs des outils pour atténuer les risques de répartition liés aux contraintes de congestion ; et d’intégrer le stockage contrôlable de la charge et de l’énergie. Bien que le concept d’un « marché de la réduction de la congestion » ait déjà été soulevé par l’AESO lors de la mobilisation des intervenants, l’exigence de « reconnaître l’occupation des postes » est nouvelle. Tous les revenus générés par ce mécanisme seront consacrés au financement de projets de transport en priorité dans les régions congestionnées de la province.
• Mise en œuvre du REM : L’AESO concevra un processus de consultation sur mesure (qui sera annoncé en janvier) pour mener l’ensemble initial des règles ISO du REM à la finalisation d’ici septembre 2025. À la suite de ce processus de mobilisation, ces règles ISO seront mises en œuvre par voie législative d’ici la fin de 2025. Une période intérimaire commencera alors, au cours de laquelle l’AESO pourra corriger toute lacune technique avec les règles ISO du REM. Après la période intérimaire, toute modification proposée aux règles ISO du REM nécessiterait l’approbation de l’AUC conformément au processus normal. La durée de la période intérimaire demeure incertaine.
• Cadre de tarification de l’énergie : Le gouvernement a l’intention de fournir des directives pour le cadre de tarification de l’AESO dans la législation. Le ministre n’a pas précisé quels aspects du cadre de tarification le gouvernement abordera par voie législative ni quand il le fera. À l’heure actuelle, l’AESO a le pouvoir discrétionnaire d’élaborer le cadre d’établissement des prix, sous réserve de ces directives et des directives antérieures du ministre.
• Règlement plus court : L’AESO doit collaborer à une initiative dirigée par la CUA pour mettre en œuvre des intervalles de règlement de cinq minutes pour les charges, les générateurs et les interconnexions connectés au transport d’ici 2032, et pour toutes les charges d’ici 2040. L’intervalle de règlement actuel est de 60 minutes, et la plus récente proposition de conception du REM envisage des intervalles de 15 minutes. Par conséquent, cette direction signale un changement probable vers des intervalles de tassement plus courts en dehors et après la mise en œuvre du REM.

Politique de transmission

La lettre d’orientation de décembre s’appuie également sur les réformes de transmission annoncées dans le July lettre d’orientation et exige que l’AESO entame des consultations auprès des intervenants sur les changements apportés à la politique de transmission en vue d’une mise en œuvre rapide. Les principales exigences sont les suivantes :

• Remplacement de la contribution du propriétaire de l’unité de production (COIC) : Les producteurs devront contribuer, en fonction des principes de causalité des coûts, à la nouvelle infrastructure de transport au moyen d’un paiement de renforcement du transport (PST) initial et non remboursable. Les PST n’auront pas de limite supérieure, un plancher de 0 $/MW et s’appliqueront à la fois à la production d’électricité raccordée au transport et à la distribution. Les tarifs du PRT doivent être fondés sur la proximité de la capacité de transport, les « attributs et caractéristiques techniques » d’un producteur (p. ex., vraisemblablement s’il s’agit de sources renouvelables intermittentes) et le coût du renforcement du système.
• Pertes de ligne : À compter du 1er janvier 2027, les pertes de ligne seront recouvrées au moyen d’une moyenne à l’échelle du système. Ce changement avait déjà été signalé par le gouvernement.
• Exigences en matière d’intertie : Le ministre a donné quatre instructions à l’AESO en ce qui concerne les interconnexions :

1. Déposer un document d’identification des besoins (NID) pour la restauration de l’intertie Entre l’Alberta et la Colombie-Britannique d’ici le 31 décembre 2026, afin de le restaurer à ou près de 950 MW ;
2. Fournir et maintenir des niveaux élevés de services auxiliaires pour soutenir l’ensemble des flux d’importation sur l’interconnexion Alberta-Colombie-Britannique et la ligne de raccordement Montana-Alberta (MATL) ;
3. Augmenter la cote de trajectoire de l’interconnexion Entre l’Alberta et la Saskatchewan dans le cadre du remplacement en fin de vie utile du convertisseur McNeill afin de tirer parti de l’utilisation de la capacité de transmission existante dans la région ; et
4. Supprimer l’exigence d’approvisionnement concurrentiel pour les mises à niveau ou les améliorations apportées aux interconnexions.

Comment nous en sommes arrivés là

Au cours des dernières années, le gouvernement a examiné plusieurs options stratégiques pour moderniser le cadre de l’électricité en Alberta. Parmi les principales annonces et développements, mentionnons les suivants :

• En octobre 2023, le gouvernement a publié un « Green Paper » discutant des changements potentiels en ce qui concerne la politique de transmission.
• En mars 2024, le ministre a a annoncé des mesures provisoires du marché pour répondre aux préoccupations relatives à l’énergie du marché de l’électricité, et a signalé de futures réformes du marché qui favoriseraient la fiabilité et l’abordabilité du réseau. ¹ En même temps, le ministre a annoncé la publication des rapports de l’AESO et de l’AMSA qui, entre autres choses, recommandaient au gouvernement de mettre en œuvre un REM pour obtenir « des incitatifs plus forts pour la production distribuable, réduire les impacts de la puissance de marché et fournir des signaux à long terme pour l’investissement afin de promouvoir la fiabilité du réseau dans la province ».
• En juillet 2024, le ministre a fourni une July directive letter to the AESO en ce qui concerne les détails clés concernant les éléments de conception du REM et les changements à venir à la politique de transmission.
• Le Le lettre d’orientation de juillet exigeait que l’AESO fait progresser la conception du REM pour inclure : un marché obligatoire d’un jour à l’avance ; la tarification fondée sur le marché avec des mesures d’atténuation du pouvoir de marché ; une lettre d’orientation à l’échelle de la province prix uniforme ; des intervalles de peuplement plus courts ; un examen du  prix plancher et du plafond ; et la répartition économique contrainte par la sécurité avec co-optimisation de l’énergie et des services auxiliaires.
• Le Une lettre d’orientation de juillet a également souligné l’intention du gouvernement de s’éloigner de la planification de la transmission à congestion nulle à la planification de la transmission planifiée de manière optimale ; et allouer de nouveaux les coûts de transport et tous les coûts des services auxiliaires fondés sur les principes de causalité des coûts.
• Le 11 juillet 2024, l’AESO a établi un cadre pour élaborer la conception du REM, y compris par le biais de divers volets de travail. Le 18 juillet 2024, l’AESO a publié un document sur les options pour le Shorter Settlement et le Intertie Participation workstreams. Le 16 août 2024, l’AESO a publié des documents d’options pour le Day Ahead Market, Market Clearing, Pricing and Reserve Market, and Market Power Mitigation workstreams.

Les premiers commentaires des participants au marché ont été mitigés, et bon nombre d’entre eux ont laissé entendre que les divers changements en cours représentent une refonte complète du cadre de marché « énergie seulement » de l’Alberta. Les participants au marché se sont dits préoccupés par le fait que l’approche de l’AESO à l’égard du REM est inutilement complexe, qu’elle remet en question les principes d’une concurrence libre, équitable et ouverte et qu’elle pourrait miner la confiance des investisseurs dans le marché de l’électricité de l’Alberta. Notamment, le MSA a publié comments sur le REM qui critiquaient l’approche de l’AESO de créer des éléments de conception du marché sur mesure plutôt que d’adopter des éléments de conception du marché de l’électricité modernes et des pratiques exemplaires de juridictions comparables. Le MSA critique également l’approche de l’AESO à l’égard des réserves stratégiques, suggérant que l’AESO n’a pas fourni suffisamment de preuves pour appuyer l’approche qu’il propose, et qu’elle est donc « sans fondement ».

Principales observations et conclusions

Le Note d’orientation de décembre marque une autre étape importante dans les efforts de modernisation de la politique d’électricité de l’Alberta, en particulier en ce qui concerne la gestion de la congestion et le transport la répartition des coûts et l’élaboration de règles ISO. Tout en fournissant une certaine clarté et une certaine orientation, la lettre présente également de nouveaux concepts qui peuvent introduire de l’incertitude et des risques pour les participants au marché.

En particulier, le ministre n’a pas précisé quand le nouveau modèle de PST remplacera l’ancien modèle du COIC ni comment il s’appliquera aux projets en vol. Au-delà des facteurs de haut niveau mentionnés dans la lettre, il n’y a pas de détails sur la façon dont les taux de PST seront calculés ou leur quantum potentiel. Comparativement au COIC, qui est assujetti à un plafond établi dans la réglementation et qui est remboursable, l’AESO déterminera le taux pour les PST, sans limite supérieure sur le paiement non remboursable. Il s’agit d’un changement marqué par rapport à la position communiquée dans le Livre vert, dans lequel le gouvernement a indiqué qu’il maintiendrait la possibilité de rembourser le COIC à l’avenir. Il n’est pas non plus tout à fait conforme à la justification actuelle du processus de remboursement du COIC, qui, selon l’AESO, est nécessaire pour promouvoir une planification exacte du système en incitant à l’exécution du projet en temps opportun. Étant donné que les paiements du COIC se chiffrent souvent en millions de dollars pour des projets à l’échelle des services publics, le PST annoncé introduit une incertitude considérable pour les raccordements de nouvelle génération, ainsi que l’ajout d’un nouveau coût irrécupérable.

De même, il y a peu de détails sur la façon dont le mécanisme de gestion de la congestion fonctionnera dans la pratique, y compris le modèle de revenus pour générer des fonds qui « seront dirigés vers le financement de projets de transport priorisant les zones congestionnées de la province ».  L’AESO a indiqué qu’un marché d’évitement de la congestion qui « reconnaît l’occupation des postes » respectera l’orientation stratégique (par exemple, en plafonnant les soumissions d’actifs non titulaires), mais a également reconnu qu’un tel marché n’existe pas ailleurs dans le monde. L’exigence de reconnaître les postes est nouvelle et ajoute une couche supplémentaire de complexité à la gestion par l’AESO de la transition récemment annoncée vers une congestion durable sur le réseau électrique interconnecté de l’Alberta. Une incertitude importante demeure en ce qui concerne le marché de la réduction de la congestion, y compris la façon dont les biens d’entreposage peuvent s’intégrer dans le nouveau cadre et la façon dont l'« occupation » sera déterminée.

La suppression de la surveillance par la CUA des règles ISO du REM annoncée dans la lettre d’orientation était un changement important par rapport au statu quo. En vertu de la législation existante, les règles ISO sont généralement soumises à l’approbation de la CUA avant d’être mises en œuvre, et l’AUC mène généralement un processus d’audience transparent et inclusif pour statuer sur les demandes de règles ISO, suivi de décisions écrites complètes. Les itérations antérieures du processus de développement du REM envisageaient un processus de l’AUC pour examiner et approuver les règles ISO du REM en 2025. L’AESO, qui mène de vastes consultations auprès des parties prenantes avant de formuler les règles du marché, travaille actuellement sur un processus sur mesure pour l’élaboration des règles ISO du REM qui tient compte (au moins en partie) des caractéristiques d’un processus typique de l’AUC qui ne s’appliquera plus, comme la possibilité pour les parties touchées de soumettre des rapports d’experts.

D’un point de vue directionnel, le gouvernement adopte une approche pratique pour la refonte du marché de l’énergie et les décisions stratégiques en matière de transport en supprimant une grande partie du pouvoir discrétionnaire que l’AESO et l’AUC auraient habituellement. Bien que ces annonces offrent une certitude bien nécessaire aux participants au marché, la capacité des intervenants d’influencer la conception détaillée des politiques au moyen des processus de mobilisation et de réglementation typiques est réduite, et la transparence dans la prise de décisions (dont une grande partie se produit au sein du gouvernement) est réduite.

Prochaines étapes

Le 13 décembre 2024, l’AESO a publié un document High-Level Design qui fournit plus de détails sur la conception rem telle qu’elle est actuellement. La date limite pour fournir des commentaires sur le document de conception de haut niveau est le 17 janvier 2024. Une consultation détaillée sur la conception du REM devrait commencer à la fin de février 2025, et l’élaboration des règles ISO devrait avoir lieu de juin à septembre 2025. L’AESO a indiqué que l’achèvement en septembre des règles ISO du REM permettra aux règles d’être « en vigueur » en vertu d’une législation qui n’a pas encore été promulguée d’ici le 1er janvier 2026.

Étant donné que l’approbation de l’AUC ne sera pas requise pour les règles ISO du REM, l’AESO a signalé la nécessité de s’assurer qu’il peut y avoir une évaluation objective de la question de savoir si la conception du REM est dans l’intérêt public et répond aux objectifs énoncés en matière d’abordabilité, de fiabilité, d’investissabilité et de durabilité. On ne sait toujours pas si une « évaluation objective » aura lieu et ce qu’elle impliquera.

Bennett Jones continuera de surveiller ces progrès en matière de réglementation et de politiques et la façon dont les changements pourraient avoir une incidence sur les participants au marché. Si vous souhaitez discuter de l’une des informations contenues dans cet article, veuillez contacter les auteurs de cet article ou le Bennett Jones Energy Regulatory and Power & Renewables teams.