Politique de l'électricité de l'Alberta - Alberta electricity policy

En 1996, l' Alberta a commencé à restructurer son marché de l'électricité, passant d'une réglementation traditionnelle des coûts de service à un système basé sur le marché . Le marché comprend désormais une multitude d'acheteurs et de vendeurs, et une infrastructure de plus en plus diversifiée.

Les consommateurs vont des acheteurs résidentiels aux gros consommateurs industriels qui exploitent les sables bitumineux , exploitent des pipelines et fraisent des produits forestiers. Du côté de l'offre, les générateurs vont des parcs éoliens à l' est de Crowsnest Pass à d'énormes centrales au charbon près d' Edmonton . La diversité de l'approvisionnement en électricité de l'Alberta s'est considérablement accrue. Dans une large mesure à cause de la déréglementation, la province a plus de diversité en matière de technologie, de carburants, d'emplacements, de propriété et d'entretien que par le passé. La fiabilité du système, sa structure de coûts et l'exposition collective de l'Alberta au risque sont maintenant satisfaites par un système complexe basé sur diverses sources d' énergie , principalement le charbon et le gaz naturel, avec quelques sources d'énergie éolienne et hydroélectrique.

Histoire

Pour plus d'informations : TransAlta , ENMAX , EPCOR , et Liste des centrales électriques en Alberta
La centrale de Sheerness , près de Hanna. Mise en service en 1986, la centrale au charbon de 760 MW est une coentreprise entre ATCO et TransAlta .

La 23e législature de l'Alberta a adopté la Electric Utilities Act (1996), entrée en vigueur le 1er janvier 1996, qui a créé Power Pool of Alberta, une entité de compensation du marché de gros. Le Power Pool était une entité à but non lucratif qui exploitait le « marché de gros concurrentiel, y compris la répartition de la production ». L' Electric Utilities Act stipulait que toute l'énergie électrique achetée et vendue en Alberta devait être échangée par l'intermédiaire du Power Pool qui « servait de pool indépendant, central et à accès ouvert ». Il fonctionnait comme un « marché au comptant visant à faire correspondre la demande avec l'offre la moins chère et à établir un prix de pool horaire ». L'Alberta a été la première province canadienne à mettre en œuvre un marché de l'électricité déréglementé. Des marchés de gros concurrentiels ont été favorisés dans les années 90 dans le cadre du processus de libéralisation des années 90, modifiant certains paramètres tels que le dégroupage des fonctions de production, de transport et de distribution des services publics historiques. Les services publics de distribution locaux, qu'ils appartiennent à des investisseurs ou à des municipalités, ont conservé l'obligation de fournir et les 6 plus grands services publics se sont vu attribuer une part de la production des générateurs existants à un prix fixe. La province est passée à un accès complet au détail en 2001. En 2003, l' Alberta Electric System Operator a été créé en vertu des dispositions de la Electric Utilities Act et, par l'intermédiaire de l'AESO, un marché au comptant a été créé. Après que les consommateurs se soient plaints des prix élevés en 2000, le gouvernement a mis en place une option tarifaire réglementée (RRO), comme moyen de protéger les consommateurs de la volatilité des prix.

Le secteur de la production en Alberta est dominé par TransAlta (anciennement Calgary Power), ENMAX et Capital Power Corporation , une entreprise dérivée de la société municipale d' Edmonton EPCOR . Les entreprises de services publics de l'Alberta comprennent également l'éolienne Bullfrog Power , TransAlta Corporation , Alberta Power Limited, AltaLink , ATCO Power et FortisAlberta. Bien que 5 700 mégawatts de nouvelle génération aient été ajoutés et que 1 470 des anciennes centrales aient été retirées entre 1998 et 2009, le charbon représentait encore 73,8 % de l'électricité produite par les services publics en 2007, suivi du gaz naturel, avec 20,6 %.

La capacité installée a atteint 12 834 mégawatts en 2009, le charbon (5 692 MW) et le gaz naturel (5 189 MW) représentant la majeure partie du parc de production de la province. En 2008, le secteur de l'électricité de l'Alberta était le plus émetteur de carbone de toutes les provinces et territoires canadiens, avec des émissions totales de 55,9 millions de tonnes de CO
2équivalent en 2008, représentant 47 % de toutes les émissions canadiennes dans le secteur de la production d'électricité et de chaleur.

En 2013, la production d'électricité était constituée de charbon (55 %), de gaz naturel (35 %), de sources renouvelables et alternatives (11 %).

En 2010, la capacité éolienne avait atteint 657 MW et la capacité hydroélectrique produisait 900 MW. En juin 2010, le gouvernement fédéral a annoncé de nouvelles mesures d'émissions plus strictes.

En novembre 2015, le gouvernement néo-démocrate de l' Alberta s'est engagé à éliminer progressivement les centrales électriques au charbon d'ici 2030. En novembre 2016, le gouvernement fédéral a annoncé que les centrales électriques au charbon seront progressivement supprimées d'ici 2030 à l'échelle nationale. Par la suite, la production d'électricité à partir du charbon a considérablement diminué et il est prévu que peu de choses resteront en ligne d'ici 2023.

Composantes du marché

Le marché de l'électricité de l'Alberta se compose de six composantes et caractéristiques fondamentales.

  • Dix-sept entreprises alimentent le réseau en électricité . Cinq de ces fournisseurs — ATCO Power, Enmax , Capital Power Corporation , TransAlta et TransCanada Corp. — fournissent environ 80 % de la capacité de production de la province.
  • Le réseau de transport de l'Alberta, détenu en partie par des sociétés comme TransAlta , AltaLink et ATCO Electric, achemine ensuite l' électricité produite par les producteurs jusqu'aux acheteurs en gros ou aux détaillants d'électricité. Les connexions avec la Colombie-Britannique, la Saskatchewan et le Montana permettent l'importation et l'exportation d'électricité concurrentielle.
  • L' Alberta Electric System Operator (AESO) dirige la planification et l'exploitation du réseau électrique et facilite la concurrence sur les marchés de l'électricité. Aussi, il assure et gère le libre accès au réseau.
  • Il existe environ 160 acheteurs en gros d'électricité, dont bon nombre sont également des revendeurs à d'autres utilisateurs finaux comme ENMAX , EPCOR , Fortis Alberta et Direct Energy .
  • Les consommateurs au détail ont la possibilité d'acheter de l'électricité à des prix compétitifs auprès de vendeurs tiers comme Just Energy ou à des prix réglementés par l'intermédiaire du service public local comme ENMAX et EPCOR .
  • L'administrateur de la surveillance du marché veille à ce que les marchés de l'électricité de l'Alberta soient justes, efficaces et concurrentiels.

AESO

Alors que les sociétés de production (p. ex. EPCOR) continuent de posséder à la fois la production et le transport en Alberta, l' Alberta Electric System Operator (AESO) qui est « indépendant de toute affiliation avec l'industrie et ne possède aucun actif de transport ou de marché » a le contrôle du transport. Le ministre de l'Énergie de l'Alberta nomme les membres du conseil d'administration d'AESO. « [Il] est régi par un conseil indépendant, qui possède une expérience diversifiée dans les domaines de la finance, des affaires, de l'électricité, du pétrole et du gaz, de la gestion de l'énergie, des affaires réglementaires et de la technologie. La stratégie de gouvernance du conseil est fondée sur l'équilibre des intérêts d'un ensemble diversifié de parties prenantes, tout en offrant des avantages pour l'ensemble des besoins des parties prenantes de l'industrie (AESO cité dans Brennan 2008 : 9). »

Électricité avec la Colombie-Britannique

Répartition des villes en Alberta

L'Alberta et la Colombie-Britannique voisine sont des acheteurs et des vendeurs d'électricité l'une de l'autre. Historiquement, les parties commerciales de l'Alberta importent de l'énergie pendant la période de pointe de la demande. De même, les exportations de l'Alberta se produisent fréquemment pendant les périodes creuses (fins de semaine, soirées ou jours fériés lorsque la demande en Alberta diminue ou lorsqu'il y a une abondance d'énergie éolienne pendant les périodes creuses). Ce commerce de l'énergie confère des avantages aux deux provinces.

Le commerce de l'électricité entre les deux provinces repose en partie sur la géographie . L'Alberta a historiquement eu du charbon et du gaz naturel , tandis que la production de la Colombie-Britannique est en grande partie hydroélectrique.

Que ce soit pour des raisons temporaires de forte demande, de pénurie ou les deux, les parties commerciales de l'Alberta achètent de l'électricité à son voisin de l'Ouest par l'intermédiaire d' AESO . En revanche, les parties commerciales pourraient exporter de l'électricité en Alberta pendant les périodes creuses. Pendant cette période, la Colombie-Britannique utilise cette électricité pour réduire sa production hydroélectrique ou cette énergie est acheminée vers le marché de gros de l'électricité du nord-ouest du Pacifique.

Les parties commerciales de l'Alberta achètent de l'électricité à la Colombie-Britannique pendant les périodes de pointe de consommation, les jours exceptionnellement froids ou chauds ou lorsqu'un nombre plus important que la normale de générateurs est en panne pour entretien. Historiquement, la Colombie-Britannique achetait de l'électricité à l'Alberta pendant les périodes creuses. Plus récemment, les achats de l'Alberta ont tendance à avoir lieu lorsqu'il y a une abondance de production éolienne pendant les périodes de faible demande en Alberta. Ce commerce profite aux deux provinces pour utiliser leur capacité de production et de stockage et utiliser leurs actifs plus efficacement. De plus, cela exerce une pression concurrentielle sur les prix de l'électricité dans les deux provinces.

Les importations d'électricité de l'Alberta ne représentent que 3 % de toutes les importations en Colombie-Britannique. En fait, la Colombie-Britannique exporte six fois plus qu'elle n'importe de l'Alberta, ce qui contribue à y réduire considérablement les émissions de gaz à effet de serre.

Modèles de marché

Les différences entre les modèles de marché de l'Alberta et de la Colombie-Britannique représentent les deux extrêmes en usage au Canada. L'Alberta a mis au point un système dans lequel les marchés déterminent les prix de gros et le rythme des investissements. La Colombie-Britannique a un réseau électrique conventionnel à coût de service réglementé (qui existe dans la majeure partie du Canada et la plupart des États-Unis).

Malgré les grandes différences dans la conception du marché et en raison des grandes différences dans la combinaison des actifs de production, les réseaux électriques de l'Alberta et de la Colombie-Britannique entretiennent une relation symbiotique unique. La Colombie-Britannique peut offrir un marché pour l'excédent hors pointe de l'Alberta et une offre de pointe pour les périodes de crise de l'Alberta. Le climat d'investissement en Alberta a attiré un flux constant de projets de production financés par des investisseurs privés depuis 1996. C'est l'une des raisons pour lesquelles le réseau électrique de l'Alberta a fourni une énergie fiable et durable même pendant les périodes de croissance économique rapide.

Coût de l'électricité en Alberta

En avril 2013, Calgary se classait troisième (avec un paiement mensuel moyen de 216 $ basé sur une consommation mensuelle de 1 000 kWh) et Edmonton quatrième (202 $ par mois) au Canada par rapport aux autres villes en termes de factures d'électricité élevées. Halifax s'est classée première et pire au Canada avec 225 $ par mois. Comparativement à d'autres villes d'Amérique du Nord, Calgary et Edmonton se sont classées septième et huitième en termes de coûts d'électricité les plus élevés. Vancouver, en Colombie-Britannique, figurait parmi les moins chères (130 $ par mois). En Alberta, les dépenses énergétiques (sans les coûts de l'essence) représentent 2,3 % des dépenses totales des ménages.

Le prix unitaire de l'électricité à Calgary en avril 2013 était de 14,81 cents le kWh, contre 6,87 cents le kWh à Montréal et 15,45 à Halifax.

Keith Provost, ancien vice-président principal d'Alberta Power Ltd. (maintenant ATCO Power), avec des décennies d'expérience dans le secteur des services publics d'électricité, a soutenu qu'au lieu de commercialiser des contrats d'électricité pour les livraisons futures sur un marché réglementé, l'AESO a son propre système qui est ouvert à la manipulation et n'est pas un système de marché libre. Selon l'AESO, « le prix du pool est la moyenne arithmétique des 60 prix marginaux du système d'une minute. Seules les offres acceptées génèrent de l'électricité et reçoivent le prix du pool AESO. Toutes les offres acceptées reçoivent le même prix, le prix du pool, pas le prix proposé." C'est ce système déréglementé qui provoque la volatilité du prix de l'électricité, maintient les prix à la consommation à un niveau élevé tout en maximisant les profits des entreprises productrices.

Voir également

Citations

Les références