Une vague d’initiatives : les changements à surveiller dans la politique énergétique et électrique de l’Alberta en 2024

En 2023, le secteur de l’énergie et de l’électricité de l’Alberta a été visé par une vague d’initiatives. Nombre d’entre elles sont en cours et introduiront des changements importants dans la régie et les marchés de l’énergie et de l’électricité de la province à partir de 2024.

Dans le présent bulletin, nous présentons brièvement les principaux changements en cours à surveiller dans les mois à venir.

Étude de l’AUC sur le développement économique, ordonné et efficient de la production d’électricité en Alberta

Nous avons parlé de l’étude de l’Alberta Utilities Commission (AUC) concernant la production d’électricité dans des bulletins antérieurs : Le gouvernement de l’Alberta suspend l’approbation de nouveaux projets d’énergie renouvelable (osler.com), Mise à jour sur le moratoire du gouvernement de l’Alberta relatif à l’approbation des nouveaux projets d’énergie renouvelable (osler.com) et L’Alberta Utilities Commission fait le point sur son étude relative au développement de la production d’électricité en Alberta (osler.com).

Comme nous l’avons signalé, le 3 août 2023, le gouvernement de l’Alberta a promulgué le règlement intitulé Generation Approvals Pause Regulation, qui suspendait de façon immédiate l’approbation par l’AUC des nouveaux projets de production d’électricité renouvelable jusqu’au 29 février 2024. Le même jour, par le décret 171/2023 [PDF] (le décret), il a ordonné à l’AUC de lancer une étude sur les politiques et les procédures encadrant le développement de la production d’électricité renouvelable (l’étude).

L’AUC a établi deux modules distincts pour l’examen des questions relevées par le gouvernement de l’Alberta dans le décret : le module A et le module B. Le module A porte sur les questions relatives à l’incidence des projets sur les terres, tandis que le module B porte sur les questions relatives à l’incidence de la croissance accrue des ressources énergétiques renouvelables sur le bouquet énergétique et la fiabilité du réseau électrique. À l’issue de son étude, l’AUC remettra au ministre du Ministry of Affordability and Utilities de l’Alberta (le Ministre) des rapports qui aideront le gouvernement de l’Alberta à élaborer de nouveaux cadres politiques.

Module A (procédure 28501 de l’AUC)

Dans le cadre de cette procédure, l’AUC examine i) l’aménagement de centrales électriques sur des catégories ou des types particuliers de terres agricoles ou environnementales, ii) l’incidence de l’aménagement de centrales électriques sur les paysages de l’Alberta, iii) la mise en œuvre d’exigences concernant les sûretés de remise en état que devront fournir les centrales électriques, et iv) l’aménagement de centrales électriques sur des terres appartenant à la Couronne du chef de l’Alberta.

L’AUC a commandé un certain nombre de rapports d’experts en ce qui concerne les questions du module A relatives à l’incidence des projets sur les terres. Le 10 novembre 2023, elle a publié les rapports d’experts, qui comprenaient des exposés sur les questions suivantes :

• recommandations concernant une méthode devant permettre d’établir et d’attribuer une valeur à toutes les terres agricoles de l’Alberta
• recommandations au sujet de l’atténuation des impacts de l’exploitation des énergies renouvelables sur les terres agricoles
• état des connaissances concernant l’incidence éventuelle de l’aménagement de centrales électriques sur les paysages (viewscapes)
• examen des exigences concernant les sûretés de mise hors service et de remise en état que doivent fournir les centrales électriques dans d’autres territoires
• examen des normes régissant la fermeture des centrales électriques
• recommandations au sujet de la mise en œuvre d’un cadre pour les sûretés de fin de vie
• recommandations au sujet de la mise en œuvre d’exigences concernant les sûretés de remise en état que devront fournir les centrales électriques en Alberta, dans le cadre de la procédure d’examen réglementaire des demandes d’aménagement de nouvelles centrales électriques

Aux fins de la collecte de renseignements dans le cadre du module A, l’AUC a demandé aux parties intéressées de lui soumettre des mémoires et a interrogé certaines parties intéressées et certains experts à l’occasion d’une audience qu’elle a tenue à leur intention en décembre 2023.

L’AUC a indiqué qu’elle avait l’intention de remettre un rapport sur le module A au Ministre d’ici la fin du mois de janvier 2024.

Module B (procédure 28542 de l’AUC)

Dans le cadre de cette procédure, l’AUC examine l’incidence de la croissance accrue des ressources énergétiques renouvelables sur le bouquet énergétique et la fiabilité du réseau électrique.

Le module B est en cours. L’AUC a retenu les services d’un consultant indépendant pour effectuer une analyse des effets éventuels du marché, selon divers scénarios de demande et d’offre de production, afin d’évaluer leurs répercussions sur l’adéquation de l’offre et les factures des clients à long terme (à des intervalles allant jusqu’à 2040), sur la base de la structure et du cadre actuels du marché albertain de l’énergie. L’AUC a également retenu les services d’un deuxième consultant pour évaluer l’attractivité du marché albertain de l’électricité, y compris les perceptions actuelles et les sources de capital, les points de vue sur les changements dans la structure du marché, l’appétit pour le risque lié à l’énergie marchande et les facteurs à l’origine de ces perceptions. Les rapports des consultants seront publiés le 7 février 2024 et seront suivis d’une réunion technique. Les parties intéressées auront la possibilité de soumettre des mémoires au plus tard le 29 février 2024.

L’AUC doit remettre son rapport final sur le module B au Ministre au plus tard le 29 mars 2024.

L’Alberta rejette le Règlement sur l’électricité propre du gouvernement fédéral

Dans le cadre de son plan visant à atteindre la carboneutralité d’ici 2050, le gouvernement du Canada a publié un projet de Règlement sur l’électricité propre (le Règlement), qu’il prévoit d’adopter en 2024. La période de consultation sur le projet de Règlement s’est achevée le 2 novembre 2023. La version définitive du Règlement devrait être publiée en 2024 et entrer en vigueur en 2025.

Comme nous l’avons expliqué dans notre précédent billet de blogue (en anglais seulement), le Règlement aurait pour effet d’interdire la production d’électricité qui n’est pas peu ou non émettrice à partir de 2035. Le Règlement a suscité l’ire de plusieurs provinces, dont l’Alberta, qui le considèrent comme une intrusion dans les compétences provinciales en matière d’électricité.

Le 30 octobre 2023, à l’occasion du discours du Trône, le gouvernement de l’Alberta a indiqué que, si le gouvernement fédéral poursuivait sur sa lancée et continuait d’exiger un réseau électrique carboneutre d’ici 2035, le gouvernement de l’Alberta présenterait, en vertu de la loi intitulée Alberta Sovereignty within a United Canada Act [PDF] (la Loi sur la souveraineté), des motions détaillant les initiatives et les lois que la province mettrait de l’avant pour [traduction libre] « protéger les Albertains et les Albertaines contre ces politiques inconstitutionnelles et préjudiciables ».

Le 3 novembre 2023, le gouvernement de l’Alberta a publié sa réponse au Règlement, intitulée Federal Draft Clean Electricity Regulations: Government of Alberta Technical Submission [PDF] (Projet de règlement sur l’électricité propre du fédéral : mémoire technique du gouvernement de l’Alberta) (le mémoire technique de l’Alberta), qui décrit ce qu’il considère comme [traduction libre] « les lourdes conséquences que le Règlement imposera aux Albertains et aux Albertaines », notamment des factures d’électricité accrues, des pertes d’emplois, un réseau compromis et des risques pour la santé et la sécurité en cas de pannes d’électricité. Le mémoire technique de l’Alberta encourage le gouvernement fédéral à approuver l’approche de l’Alberta qui consiste [traduction libre] « à travailler pour atteindre la carboneutralité d’ici 2050, tout en maintenant l’abordabilité et la fiabilité de l’énergie ». À l’appui de la position de l’Alberta, le mémoire technique de l’Alberta souligne les points suivants :

1. le plan de réduction des émissions de l’Alberta visant à atteindre la carboneutralité d’ici 2050, tout en maintenant l’abordabilité et la fiabilité de l’énergie
2. une liste des lacunes du projet de Règlement
3. une liste de préoccupations liées à une modélisation et à des évaluations d’impact fédérales fautives et inadéquates
4. l’incapacité du gouvernement fédéral à offrir un financement adéquat à l’Alberta pour qu’elle réduise ses émissions

Le 27 novembre 2023, la première ministre Smith a présenté à l’assemblée législative de l’Alberta une motion approuvant une résolution proposée en vertu de la Loi sur la souveraineté qui exigerait i) que toutes les entités provinciales s’abstiennent de reconnaître la validité constitutionnelle du Règlement, de l’appliquer ou de coopérer à sa mise en œuvre de quelque manière que ce soit dans la mesure où la loi le permet, et ii) que l’Alberta utilise tous les moyens juridiques nécessaires pour s’opposer au Règlement, y compris par le biais de contestations judiciaires. La motion demande également d’étudier la faisabilité qu’une société d’État provinciale atteigne les objectifs du réseau électrique provincial de l’Alberta, notamment le maintien d’une offre d’électricité fiable et abordable. La première ministre Smith a déclaré dans des interviews à la presse que la société d’État proposée construirait de nouvelles centrales au gaz naturel ou achèterait des centrales existantes, dans le but de maintenir l’abondance et l’abordabilité de l’électricité. Les débats sur le projet de résolution ont été ajournés et pourraient reprendre à la reprise des travaux de l’assemblée législative de l’Alberta à la fin du mois de février 2024.

L’initiative de l’AESO sur les voies d’accès au marché et son orientation à la suite du rapport faisant état de ses recommandations eu égard au marché

En 2023, l’AESO a également lancé un processus de consultation sur les « voies d’accès au marché », appelé Market Pathways, dans le but d’évaluer la viabilité de la structure commerciale existante du réseau électrique interconnecté de l’Alberta (Alberta Interconnected Electric System, ou réseau AIES) et de repérer des « voies d’accès » (pathways) lui permettant d’alimenter sa conception du marché, compte tenu des changements qui devraient transformer le réseau AIES au cours des prochaines années. L’issue de cette initiative dépendra de l’orientation des politiques du gouvernement de l’Alberta et des conclusions de l’étude (voir plus haut).

L’AESO a lancé le processus de consultation sur les voies du marché en juin 2023 et a sollicité des commentaires écrits sur son guide d’introduction intitulé Market Pathways Primer (le guide d’introduction) en août 2023. Le guide d’introduction présentait trois principaux facteurs à l’origine des changements survenant dans le réseau AIES :

1. l’évolution du bouquet énergétique
2. le rythme d’intégration de l’offre et son incidence sur le réseau de transport
3. les lacunes sous-jacentes dans la conception actuelle du marché

Le guide d’introduction présentait également le processus de consultation proposé par l’AESO à l’époque et énumérait les questions à traiter dans le cadre du processus, notamment l’inertie du réseau, la réponse à la fréquence primaire, la capacité de montée en puissance, la capacité de descente en puissance, la contrôlabilité incertaine de l’offre, la gestion de la congestion, la capacité de régulation de la tension, l’adéquation de l’offre à long terme, l’offre excédentaire et l’adéquation de l’offre à court terme. Ces questions démontrent l’éventail des conséquences des changements survenant dans le réseau AIES.

À la suite de la réception des commentaires des parties prenantes sur le guide d’introduction, le 17 octobre 2023, l’AESO a tenu une séance à leur intention pour leur annoncer un changement important dans son processus à la lumière des directives qu’elle avait reçues du Ministre, selon lesquelles, d’ici le 1^er février 2024, elle devait préparer un rapport comportant une liste de recommandations en ce qui concerne les incitatifs du marché, la conception du marché et le rôle des nouvelles technologies externes pouvant être acheminées. Pour étayer ses recommandations au Ministre, l’AESO a créé un groupe de travail (le groupe de travail) composé de représentants de l’ensemble du secteur chargé de lui fournir des renseignements lors de séances dédiées qui se sont déroulées sur une période accélérée de deux mois, de la mi-octobre à la fin du mois de novembre 2023.

Le 30 novembre 2023, l’AESO a organisé un symposium à l’intention des parties prenantes au cours duquel elle leur a communiqué le portrait d’ensemble préparé par le groupe de travail. L’AESO a mentionné les principaux objectifs qui allaient servir de base à son rapport : fiabilité, abordabilité, décarbonisation d’ici 2050 et mise en œuvre raisonnable et réaliste. Elle a indiqué que le groupe de travail était, de manière générale, d’accord avec ces objectifs, mais qu’il avait aussi relevé un certain nombre de questions dont il fallait tenir compte : la reconnaissance des choix des clients, la nécessité d’avoir la capacité d’investir, l’établissement d’autres calendriers de décarbonisation et les enjeux soulevés par la transition. L’AESO a consulté les parties prenantes sur trois structures de marché indicatif : i) énergie seulement, ii)  contrats de capacité et iii) planification intégrée des ressources. Elle a indiqué que son enquête auprès du secteur concernant la structure de marché qui permettrait le mieux d’atteindre les objectifs mentionnés ci-dessus a montré que le marché de type énergie seulement était celui que les répondants à l’étude, de manière générale, considéraient comme le meilleur.

L’AESO a demandé aux parties prenantes de lui soumettre leurs commentaires par écrit, y compris sur le modèle de marché fictif qui permettrait le mieux d’atteindre les quatre objectifs susmentionnés, d’ici la mi-décembre 2023. Toutefois, l’AESO remettra son rapport au Ministre sans que le secteur ne se soit prononcé à son sujet.

Les prochaines étapes de l’initiative de l’AESO sur les voies du marché dépendront de l’orientation des politiques du gouvernement de l’Alberta après que celui-ci aura pris connaissance du rapport et des recommandations de l’AESO. L’AESO a indiqué que les prochaines étapes devraient comprendre la détermination des options en ce qui concerne la conception détaillée du marché compte tenu de l’orientation des politiques publiques et leur évaluation de concert avec les parties prenantes, puis l’élaboration de la version finale de la conception détaillée du marché et des recommandations. L’AESO prévoit que ces travaux se poursuivront tout au long de 2024 et prendront fin d’ici le deuxième trimestre de 2025.

Révision des politiques en matière de transport

Le 23 octobre 2023, le Ministry of Affordability and Utilities de l’Alberta a publié un document de réflexion intitulé Transmission Policy Review: Delivering the Electricity of Tomorrow (Révision des politiques en matière de transport : Livrer l’électricité de demain) (le document de réflexion), dans lequel il présentait son analyse actuelle des politiques en matière de transport. Le document de réflexion fait état des nombreux changements qui se sont produits au cours des 20 années qui se sont écoulées depuis l’adoption du règlement sur le transport de l’électricité, intitulé Transmission Regulation (le Règlement), en 2004. Le même jour, le Ministère lançait une enquête publique en vue de solliciter des commentaires du public sur le Règlement à l’appui de sa révision des politiques en matière de transport.

Dans le document de réflexion, le Ministère présente son analyse actuelle des politiques en matière de transport et propose une orientation prévue dans plusieurs domaines, notamment les suivants :

• Contribution du propriétaire du groupe turbine-alternateur (CPG) : Afin de garantir que la CPG donne un signal de prix local suffisant aux nouveaux producteurs pour favoriser une utilisation efficiente de la capacité de transport existante et qu’elle atténue les coûts de transport répercutés sur les consommateurs, le document de réflexion indique l’orientation prévue, à savoir la suppression des tarifs maximal et minimal prescrits actuels de la CPG, tout en maintenant la possibilité de remboursement.
• Pertes en ligne : Pour remédier aux lacunes du calcul actuel des pertes en ligne, l’orientation prévue par le document de réflexion est de passer à une approche moyenne à l’échelle du réseau, où un facteur de perte pour l’ensemble du réseau serait calculé chaque année et facturé à chaque producteur et importateur d’électricité ayant recours au réseau.
• Solutions non filaires : Le document de réflexion relève l’occasion d’étendre l’utilisation de solutions non filaires (telles que la production distribuée et le stockage d’énergie) pour gérer les coûts de transport. Le document de réflexion indique une orientation prévue, à savoir que les solutions non filaires pourraient être achetées à la fois en tant que services par le biais d’un processus concurrentiel pour les contrats à court terme et en tant qu’actifs réglementés.

Le document de réflexion présente également d’autres domaines qui méritent un examen plus approfondi et dont les changements nécessiteraient un examen approfondi étant donné qu’ils sont liés aux politiques du marché de gros de l’énergie de l’Alberta. Le document de réflexion ne donne pas d’orientation prévue à l’égard de ces questions, mais invite les parties prenantes à faire part de leurs commentaires, notamment sur les points suivants :

• Politique zéro congestion : Le document de réflexion indique que les changements dans le bouquet énergétique et les nouvelles technologies justifient la politique zéro congestion actuellement en vigueur en Alberta (qui permet de transporter 100 % de l’énergie méritée dans des conditions normales et 95 % dans des conditions d’urgence). Le document de réflexion présente la planification optimale du transport ou l’augmentation du niveau de congestion autorisé comme des ajustements possibles.
• Répartition des coûts de transport – fils : Le document de réflexion fait également état de la nécessité de revoir la politique du consommateur-payeur de l’Alberta (qui attribue la majeure partie des coûts de transport aux consommateurs plutôt qu’aux producteurs) en raison, entre autres, des investissements dans le transport induits par les nouveaux moyens de production. Les solutions de rechange qu’il est proposé d’examiner sont les suivantes : i) la création de droits de transport, ii) un cadre alternatif de partage des coûts qui diviserait les coûts de transport entre les consommateurs et les producteurs, transférant plus de coûts aux producteurs, et iii) des changements aux règles de l’ISO, la société indépendante d’exploitation du réseau de l’Alberta, et/ou au Règlement pour redéfinir les coûts liés au processus de connexion, pour les faire passer de coûts de réseau à des coûts d’interconnexion.

Le document de réflexion invite également les parties prenantes à commenter les questions concernant la répartition des coûts liés aux services auxiliaires et la révision des politiques favorisant l’aménagement d’installations de transport.

Le Ministre a indiqué que les commentaires sur le document de réflexion guideront l’action de l’Alberta pour ce qui est de ses politiques en matière de transport. Les parties prenantes peuvent s’attendre à ce que ces travaux se poursuivent en 2024.

Barème de tarifs de l’AESO pour le stockage d’énergie

En février 2023, l’AESO a lancé une initiative portant sur le barème de tarifs pour le stockage d’énergie dans le but de revoir le traitement des tarifs pour le stockage d’énergie et de s’assurer que les tarifs de l’ISO ne constituent pas un obstacle à l’aménagement d’installations de stockage d’énergie. À l’heure actuelle, la charge stockée par l’installation de stockage d’énergie est traitée comme n’importe quelle autre charge selon le barème de tarifs de l’ISO, ce qui ne reflète pas le fait que la charge stockée par l’installation de stockage d’énergie sera consommée plus tard alors que la charge consommée par les autres clients l’est immédiatement.

De mai à septembre 2023, l’AESO a consulté les parties prenantes sur diverses solutions tarifaires, y compris la mise sur pied d’un service d’intéressement au stockage d’énergie (Energy Storage Attraction Service, ou service ESAS) et la modification des exigences relatives au service d’opportunités à la demande (Demand Opportunity Service, ou service DOS) de manière à rendre le service plus attrayant pour les projets de stockage d’énergie. Le service DOS tarifé (Rate Dos) est actuellement conçu pour être interruptible, temporaire et disponible uniquement lorsque la capacité de transport est excédentaire au point de livraison demandé.

À la suite de la réception de commentaires supplémentaires de la part des parties prenantes, l’AESO a indiqué qu’elles étaient largement en faveur de l’actualisation du service DOS tarifé. L’AESO a indiqué qu’elle considérait que l’amélioration du service DOS tarifé (qui ne dépend pas de la technologie) permettrait de bonifier progressivement le tarif avant une future révision de l’ensemble des tarifs de l’ISO et constituait l’option la plus viable. Il est essentiel que les modifications tarifaires n’incitent pas les consommateurs qui paieraient autrement le service de transport à la demande (Demand Transmission Service, ou service DTS) tarifé à réduire leur contribution aux recettes globales en passant à un nouveau service DOS tarifé.

L’AESO, qui a continué à rencontrer les parties prenantes en décembre 2023 et en janvier 2024, prévoit de déposer auprès de l’AUC une demande d’approbation du service DOS tarifé modifié. Les modifications que l’on entend apporter au service DOS tarifé existant sont notamment les suivantes :

• modifier les critères d’admissibilité au service DOS tarifé (suppression de l’exigence que son usage soit temporaire ou de courte durée s’il est répété)
• permettre à l’AESO de recouvrer rétroactivement des sommes auprès des personnes jugées non admissibles au service DOS
• ajuster les délais de réponse en matière de priorité et de réduction de la consommation pour le service DOS tarifé
• allonger la durée du service DOS, pour la faire passer de trois à cinq ans, par exemple
• ajuster la contribution aux coûts fixes du réseau (en vrac et régional) au moyen du service DOS tarifé

L’AESO tiendra une séance d’information sur le service DOS le 13 février 2024 et prévoit de déposer une demande auprès de l’AUC en mars 2024.

Conclusion

En réponse à la demande accrue d’électrification et désireux d’atteindre les objectifs de réduction des émissions de carbone à l’échelle de l’économie, toutes les provinces et tous les territoires du Canada planifient de manière à faire croître leur offre énergétique de manière dynamique, tout en subissant les conséquences de la transition en cours. L’Alberta ne fait pas exception.

Les restrictions imposées sur les investissements dans les installations de production d’électricité émettrices, les investissements importants dans la production d’énergie renouvelable et l’arrivée de nouveaux acteurs sur le marché amènent le gouvernement de l’Alberta à revoir tous les aspects de ses politiques en matière de production et de transport d’électricité. Comme il est indiqué ci-dessus, les modifications devant être apportées à ces politiques en 2024 pourraient avoir des répercussions considérables sur la structure actuelle du marché de l’Alberta et des conséquences pour les producteurs et les entreprises de services publics.

Osler continuera à suivre la situation de près. Notre cabinet possède une vaste expérience en matière de conseil aux entreprises de services publics et aux producteurs, tant en Alberta qu’ailleurs au Canada. Si vous avez des questions concernant les conséquences des changements en train d’être apportés aux politiques, veuillez communiquer avec un membre du groupe Affaires réglementaires ou du groupe Énergie d’Osler ou avec les auteurs du présent article.