Écrit par David Macaulay, Jessica Kennedy et Larissa Lees
Encore une fois, ce fut une excellente occasion d’assister à la conférence annuelle de l’Independent Power Producers Society of Alberta (IPPSA) et de rencontrer l’industrie, le gouvernement et les organismes de réglementation sur les enjeux auxquels fait face notre secteur de l’électricité en Alberta la semaine dernière. Cette année, les décideurs et les chefs de file de l’industrie se sont attaqués à certains des plus grands changements auxquels le secteur de l’électricité de l’Alberta a été confronté depuis des décennies. Des changements radicaux de la conception du marché à l’évolution de la politique de transport en passant par l’augmentation de la demande liée à l’IA et aux nouvelles opportunités dans le contexte de la crise commerciale entre le Canada et les États-Unis, les discussions ont reflété un secteur au bord de la transformation.
L’Alberta n’est pas étrangère au changement, mais le rythme et l’ampleur de ce qui se passe aujourd’hui sont les plus importants depuis que le marché a été restructuré sur le plan concurrentiel à la fin des années 1990.
Ce blogue saisit certains des thèmes et des idées clés de la conférence 2025 de l’IPPSA.
Le rythme et les moteurs du changement
Le ministre de l’Abordabilité et des Services publics (le ministre) est demeuré inébranlable dans l’avancement du marché de l’énergie restructuré (REM), y compris l’engagement journalier. Le ministre a souligné la priorité de prendre des décisions finales sur les changements de politique de marché et de transport, y compris l’élaboration de l’ensemble initial de règles ISO et les modifications législatives requises, à la mi-2025. Cependant, d’autres ont souligné la prudence à l’égard de la portée des changements et du plan de mise en œuvre simultané, préconisant une approche progressive des changements à la politique de marché et de transport.
Bon nombre des principales décisions de conception concernant la gestion de la congestion et le cadre de tarification demeurent en suspens. Le ministre est demeuré ouvert aux commentaires et à la mobilisation de l’industrie, notamment en explorant des solutions de rechange au mécanisme de gestion de la congestion axé sur le marché dont il est question dans le Lettre d’orientation du ministre de décembre 2024.
Bien qu’il semblait y avoir consensus sur le fait que l’Alberta dispose d’un approvisionnement suffisant en production d’électricité depuis au moins cinq ans, de nombreux participants ont fait remarquer que ce coussin d’approvisionnement pourrait s’évaporer en raison de la croissance de la demande de l’industrie des centres de données et de l’incertitude politique persistante qui pourrait retarder les investissements dans la nouvelle production. De plus, les conférenciers ont discuté des risques de mise en œuvre découlant de la conception sur mesure du REM et des besoins en solutions de technologie de l’information spécialisées. Ils ont préconisé des choix de conception plus simples utilisés dans d’autres administrations pour permettre l’utilisation de technologies existantes prêtes à l’emploi. Ces défis et risques semblent pousser le gouvernement à poursuivre sa stratégie de mise en œuvre accélérée pour mettre en œuvre le REM d’ici 2027.
La fiabilité et l’abordabilité continuent d’être des facteurs clés pour les décideurs, l'« investissabilité » étant au premier plan de la conversation. L’industrie a mis en garde à maintes reprises contre les politiques qui nuiraient aux investissements existants, préconisant plutôt des droits acquis ou des stratégies qui reconnaissent la titularisation pour soutenir l’investissibilité dans le marché de l’électricité de l’Alberta. Les décideurs continuent de reconnaître ces risques, comme le reflètent la lettre d’instructions du ministre de décembre, qui exige expressément que le mécanisme de gestion de la congestion « reconnaisse le titulaire », et l’exploration récente par l’AESO de la tarification marginale de l’emplacement et de l’attribution des droits de transmission. 1
Possibilités de centres de données
L’Alberta demeure une juridiction idéale pour l’expansion des centres de données grâce à l’abondance de ressources énergétiques, à un marché de l’électricité décentralisé et à un avantage climatique naturel (c.-à-d. le refroidissement), ce qui suscite un intérêt considérable de la part des développeurs de centres de données. À l’heure actuelle, plus de 13 gigawatts de projets de centres de données potentiels expriment de l’intérêt en Alberta, ce qui est supérieur à la demande de pointe actuelle d’environ 12,4 gigawatts de la province. Cela soulève les inquiétudes quant à la suffisance de l’approvisionnement, à la fiabilité du réseau et à la nécessité d’une nouvelle production et d’un nouveau transport pour supporter des charges aussi importantes.
Le gouvernement de l’Alberta travaille à l’élaboration de politiques pour gérer le développement des centres de données, reconnaissant la nécessité de catégoriser les différents types de centres de données en fonction de facteurs tels que la taille, les besoins de fiabilité et la capacité d’augmenter la consommation d’énergie. Cela comprend l’examen des approches dans d’autres juridictions, comme la Virginie et le Texas. Un conférencier du gouvernement de l’Alberta a confirmé qu’il étudiait la possibilité d’élaborer une politique globale de développement de centres de données, semblable à la politique sur les systèmes industriels élaborée pour l’industrie pétrolière et gazière dans les années 1990.
La croissance rapide potentielle des centres de données dépasse également les processus traditionnels de planification de la transmission de l’AESO. L’AESO et les services publics réévaluent actuellement les politiques et procédures existantes afin de répondre aux demandes de charge aussi importantes, dans le but d’équilibrer la croissance du centre de données avec d’autres priorités du réseau, y compris le maintien de la fiabilité pour les clients existants. Le ministre a laissé entendre qu’il pourrait y avoir une limite supérieure de capacité de transmission disponible pour les centres de données raccordés au réseau. Ce point de vue coïncide avec la récente suggestion de l’AESO selon laquelle l’AESO pourrait ne pas faire avancer les projets dans le cadre du processus de raccordement dans le cours normal des activités, ce qui signale qu’il pourrait y avoir une divergence entre la politique d’attribution du transport de l’Alberta pour les centres de données et une méthode d’attribution « équitable » pour la capacité « de réserve » existante sur le système.
Les promoteurs de centres de données continuent de s’engager activement dans la mise en œuvre de solutions créatives pour le secteur de l’électricité, notamment en explorant la possibilité d’apporter votre propre énergie, en offrant une réponse et une flexibilité de charge, et en étant ouverts aux signaux de localisation qui réduisent les impacts sur le réseau électrique. En ce qui concerne les solutions derrière la clôture ou « apportez votre propre électricité », la demande accrue de gaz naturel des centres de données pourrait donner lieu à l’expansion de l’infrastructure de gaz naturel et potentiellement à l’augmentation des ventes globales de gaz dans la province. Cependant, d’autres ont souligné que cette demande croissante pourrait avoir d’autres répercussions sur la capacité du réseau de gaz naturel à répondre à des pics soudains de la demande, en particulier lors d’événements météorologiques extrêmes, qui pourraient avoir une incidence sur la fiabilité pour les autres consommateurs de gaz.
Alors que les décideurs et les promoteurs de centres de données de toutes les administrations continuent de faire face à l’ampleur et au rythme de la croissance, il continue d’y avoir un engagement actif et collaboratif pour permettre la croissance de l’industrie des centres de données en Alberta.
Ambitions de carboneutralité : possibilités de production nucléaire et CSC
Le potentiel de la production nucléaire et des petits réacteurs nucléaires continue d’être exploré par les décideurs, car il demeure une option attrayante pour une production fiable et respectueuse du carbone. Les conférenciers ont parlé de la force historique du Canada en matière de développement nucléaire et de l’abondance relative des réserves d’uranium, y compris le développement continu de la plus grande mine d’uranium au monde, en Saskatchewan. Cependant, les échéanciers réglementaires pour les centrales nucléaires demeurent difficiles et les coûts d’investissement initiaux importants ne sont pas défendables à l’heure actuelle compte tenu des changements importants de politique en cours en Alberta et au niveau fédéral.
Des commentaires similaires ont été formulés en ce qui concerne le déploiement de la technologie de captage et de stockage du carbone, qui nécessite des signaux de tarification robustes et fiables pour la réduction des émissions de carbone. Cependant, les conférenciers ont souligné : (1) la capacité de construire la production de gaz naturel à court terme d’une manière qui permet l’ajout de solutions de captage du carbone à une date ultérieure, ce qui facilite le déploiement futur de la technologie; et (2) le fait que certains consommateurs industriels choisissent de décarboner en utilisant le captage du carbone malgré l’absence de certitude quant à la tarification du carbone.
Les rôles de ces technologies et d’autres – comme le pompage-stockage – dans le secteur de l’électricité de l’Alberta continuent d’être évalués dans le cadre d’une stratégie plus large visant à équilibrer la fiabilité, l’abordabilité et la durabilité du système énergétique.
Les débouchés du Canada pour le commerce interprovincial et international
Compte tenu du risque et de l’imposition de droits de douane au Canada par les États-Unis, il y a eu un regain d’optimisme à l’égard d’une approche nationale en matière de développement énergétique et de résilience. Les anciens premiers ministres canadiens, le très honorable Stephen Harper et le très honorable Jean Chrétien, ont participé à une conversation informelle, offrant un aperçu du paysage politique et réglementaire du Canada et de son influence sur le secteur de l’énergie. On a constaté que la crise commerciale actuelle avec les États-Unis représente une occasion nationale de concentrer les efforts du Canada sur l’exploitation des ressources, la réduction des obstacles au commerce interprovincial et la diversification du commerce international.
Un point clé de la discussion de la conférence de l’IPPSA a porté sur le rôle des interconnexions électriques dans le renforcement de la résilience énergétique du Canada. Interties pourrait améliorer la fiabilité du réseau, soutenir les administrations voisines en cas de besoin et permettre de renforcer les relations commerciales entre les provinces, maximisant ainsi le potentiel de production d’électricité intermittente. Une connectivité accrue au Canada pourrait également aider à réduire la dépendance à l’égard des États-Unis et à diversifier les sources d’énergie. Cependant, d’importants défis demeurent, notamment la viabilité économique, les obstacles au commerce interprovincial et la nécessité d’une plus grande coopération provinciale avant que de nouveaux projets interliés puissent aller de l’avant.
Le message général était clair : pour faire progresser les projets d’infrastructure nationaux et accroître le commerce, tous les ordres de gouvernement doivent travailler efficacement ensemble. Bien qu’il existe diverses façons de renforcer la résilience économique du Canada en réponse à la crise commerciale, il faut ne jamais gaspiller une crise.
Nos avocats surveillent activement ces avancées réglementaires et politiques et l’incidence des changements sur les participants au marché. Si vous souhaitez discuter de l’information ou des questions abordées dans ce billet, veuillez communiquer avec les auteurs de ce billet ou avec les équipes de Bennett Jones Energy Regulatory et Power & Renewables.
1 https://www.aesoengage.aeso.ca/42905/widgets/197800/documents/148852
Traduction alimentée par l’IA.
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