Le 3 novembre 2016, la ministre de l’Environnement, Shannon Phillips, a annoncé le dépôt de la Loi sur l’électricité renouvelable (la Loi). La Loi progresse actuellement à l’étape de la deuxième lecture et, compte tenu du rythme actuel, elle devrait être proclamée en vigueur avant la fin de 2016. Le ministre a également annoncé que le premier programme d’électricité renouvelable (REP) sera élaboré en fonction des recommandations du programme d’électricité renouvelable émises par le Alberta Electric System Operator (AESO) en mai 2016 (recommandations de l’AESO). Le 10 novembre 2016, l’AESO a publié les dispositions clés très attendues pour la forme proposée d’accord de soutien à l’électricité renouvelable (RESA) aux fins de commentaires de l’industrie. On trouvera ci-après d’autres commentaires sur chacun de ces faits nouveaux.
Ces mesures prises par le gouvernement représentent des étapes importantes vers la mise en œuvre de son Plan de leadership en matière de climat et son objectif d’ajouter 5 000 MW de capacité d’électricité renouvelable en Alberta d’ici 2030. Le gouvernement estime que l’ajout de 5 000 MW d’électricité renouvelable se traduira par de nouveaux investissements privés de 10,5 milliards de dollars canadiens et 7 200 nouveaux emplois en Alberta. Le Climate Leadership Plan, qui a été annoncé pour la première fois par le gouvernement en novembre 2015 et qui a fixé l’objectif de produire 30% de l’électricité de l’Alberta à partir de sources renouvelables d’ici 2030, est résumé dans un article précédent,
La Loi confère des pouvoirs substantiels au ministre (probablement le ministre de l’Énergie) et impose certaines obligations à ce ministre :
Bien que les détails de chaque REP doivent être soumis à l’approbation du ministre, l’AESO conserve le pouvoir de sélectionner le promoteur retenu et d’attribuer une RESA à la suite d’un processus d’approvisionnement concurrentiel, sous réserve, encore une fois, de l’approbation par le ministre de la quantité totale d’électricité à générer et de la forme de RESA à conclure (en particulier, le coût associé à l’administration et à l’exécution de l’AER).
En ce qui concerne le financement des obligations de paiement de soutien de l’AESO, la Loi prévoit que tous les paiements effectués aux producteurs seront d’abord effectués à partir du Fonds de gestion des changements climatiques et des émissions établi en vertu de la Loi sur le changement climatique et la gestion des émissions. Les taxes prélevées sur les grands émetteurs industriels de carbone seront donc utilisées en partie pour financer la transition vers l’électricité renouvelable. Tous les fonds supplémentaires nécessaires pour financer les paiements de soutien seront versés à même le Trésor général à la demande du ministre. Il convient de noter que l’AESO a indiqué que le gouvernement envisagera un « seuil d’abordabilité », qui pourrait limiter le montant que le gouvernement dépenserait pour mettre en œuvre le PASSIF FINANCIER du REP et/ou de l’AESO en vertu des RESA.
La Loi semble prévoir un traitement préférentiel pour les producteurs renouvelables exploités sur le marché de l’électricité par ailleurs concurrentiel de l’Alberta et confère des pouvoirs importants à l’AESO. De plus, afin de simplifier le processus et de réduire toute contestation des programmes du gouvernement, la Loi prévoit que ni l’administrateur de la surveillance du marché ni la Commission des services publics de l’Alberta ne sont autorisés à enquêter ou à examiner les plaintes contre l’AESO pour quelque raison que ce soit liée à un REPRÉSENTANT approuvé. Toutefois, à titre de contrepoids, afin de s’assurer que le processus d’approvisionnement et le REP applicables sont menés équitablement, la Loi exige que l’AESO engage un conseiller indépendant en équité.
Le ministre a établi un objectif provisoire de 400 MW de nouvelle capacité de production d’énergie renouvelable à acquérir d’ici le T4 de 2017 et en service d’ici le T4 de 2019. L’AESO s’attend à ce que le rythme des concours subséquents en vertu de la Loi soit déterminé par le calendrier pour l’élimination progressive éventuelle des actifs de charbon (qui n’est pas encore connu). Des détails concernant l’élimination progressive du charbon (y compris les échéanciers) sont prévus dans le rapport qui doit être préparé par Terry Boston (qui devait être publié à la fin de septembre, mais qui n’est pas encore disponible).
Les recommandations de l’AESO précisent ce qui suit en ce qui concerne le premier concours:
On s’attend à ce que chaque compétition au sein d’un REP comporte trois phases dans l’ordre suivant :
Ce processus en trois étapes devrait se dérouler sur environ 7 à 11 mois.
Le 10 novembre 2016, l’AESO a entamé des consultations publiques sur les modalités du premier concours en vertu du REP (et, en particulier, sur les modalités commerciales de la forme de RESA). La date limite pour recevoir les commentaires des intervenants sur le RESA est le 9 décembre 2016.
L’AESO propose que le premier concours adopte un modèle de contrat de 20 ans pour les différences (appelé par l’AESO un mécanisme de tarification du « crédit indexé pour l’énergie renouvelable »), en vertu duquel le producteur reçoit un paiement de soutien. Le montant du paiement de pension alimentaire dans chaque cas correspond à la différence entre le « prix d’exercice » proposé par le producteur pour le projet qui sera indiqué dans sa soumission et le prix de mise en commun. Lorsque le prix de mise en commun est inférieur au prix d’exercice, l’AESO serait tenu de payer la différence au producteur et lorsque le prix de mise en commun est supérieur au prix d’exercice, le producteur serait alors tenu de payer la différence à l’AESO. L’AESO a proposé que 20 % du prix d’exercice soit indexé à l’IPC de l’Alberta.
Comme on pouvait s’y attendre dans un contrat de cette nature, les principes clés du RESA proposés par l’AESO présentent une relation complexe entre les risques et les récompenses que les développeurs devront examiner attentivement. Les risques en service pour l’AESO sont traités en établissant des dates d’arrêt à long terme pour le début de la construction, des dates cibles d’exploitation commerciale (DCO) et des CD à long arrêt, avec une série de conséquences, y compris la troncation des revenus, les droits de résiliation du RESA d’AESO et les dommages-intérêts liquidés associés pour les défauts de respecter ces jalons. La garantie pour de tels événements antérieurs à la COD est envisagée comme une garantie de lettre de crédit basée sur 50 000 $ / MW. Les promoteurs devront examiner la façon dont ils seront en mesure d’atténuer ces risques ainsi que la réparation de la force majeure envisagée, la modification de la loi, la résiliation des droits de commodité d’AESO, les limitations de restructuration de la propriété et divers autres risques en vertu des principes proposés.