QUESTIONS - RÉPONSES
Le premier trimestre de 2026 a présenté un contexte dynamique et souvent difficile pour le marché de gros de l'électricité en Alberta. Malgré une baisse générale des prix, le trimestre a été marqué par un contraste saisissant entre un mois de janvier coûteux et des prix historiquement bas en février, ainsi que par une forte volatilité des prix due à des contraintes d'approvisionnement, des pannes imprévues et des difficultés croissantes de transport.
Analysons les principaux points à retenir de Rapport sur le marché de gros de l'administrateur de la surveillance du marché (MSA) pour le T1 2026.
L'histoire de deux mini-saisons : pics en janvier et chute en février.
Au premier trimestre 2026, le prix moyen des piscines s'est stabilisé à 32.15 $/MWhBien que cela représente un fait notable 19% diminution par rapport à la moyenne globale du premier trimestre de l'année dernière, elle masque un changement considérable dans les performances mensuelles :
- Le cerf de janvier : Le mois de janvier n'a pas suivi la tendance à la baisse des prix. Sous l'effet de la hausse des prix du gaz naturel, de l'augmentation des pannes de centrales thermiques et d'une demande légèrement supérieure, le prix moyen des piscines en janvier était de : 39.44 $/MWh, un important 30 % d'augmentation d'une année sur l'autre.
- L'effondrement de février : À l'inverse, les prix de février se sont effondrés, atteignant en moyenne seulement 22.39 $/MWh. Cela a marqué un 60% goutte Comparativement à février 2025, il s'agit du prix moyen le plus bas jamais enregistré pour un mois de février, une fois l'inflation prise en compte. Selon le rapport, la pression à la baisse qui a finalement prévalu sur l'ensemble du trimestre a été fortement influencée par une combinaison de facteurs clés du marché :
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- Climat hivernal doux : L'absence de vagues de froid importantes en janvier et février a empêché de fortes hausses saisonnières de la demande. Cependant, la demande sous-jacente du réseau a en réalité… increased by 1.5% en glissement annuel sur l'ensemble du trimestre en raison de la croissance démographique et de l'augmentation de la production de sables bitumineux.
- Offre abondante : L'augmentation massive de la production éolienne et solaire a exercé une pression à la baisse significative sur le marché.
- Baisse des prix du carburant : La baisse des prix du gaz naturel en février et mars a directement réduit les coûts de production d'énergie thermique.
- Baisse des exportations : La diminution annuelle des flux d'électricité sortants a laissé davantage d'énergie piégée à l'intérieur de la province.
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L'augmentation de la capacité de l'actif de cogénération de la centrale de base de Suncor (qui a affiché une disponibilité moyenne de 780 MW contre 530 MW au premier trimestre 2025) a accentué la baisse des résultats de la seconde moitié du trimestre.
Les prix flambent en raison des difficultés d'approvisionnement
Restrictions sur le gaz naturel en mars
Le marché a subi une forte pression à la hausse sur les prix du gaz de gros lors de deux pannes distinctes de gazoducs près de Fort McMurray (du 7 au 11 mars et le 26 mars). L'approvisionnement en gaz interruptible est tombé à 0 %, obligeant les centrales thermiques locales à réduire considérablement leur production. Conjuguée à une faible production d'énergie renouvelable intermittente pendant les pics de consommation du soir, cette situation a fait exploser les prix, atteignant un maximum de 949 $/MWh sur Mars 26.
Pannes éoliennes et déclenchements de générateurs (25 mars)
Un givrage inattendu des turbines a réduit la production éolienne réelle à 1 300 MW, contre une prévision de 2 650 MW pour le lendemain. L’incident s’étant produit trop rapidement pour permettre la mise en service des centrales à gaz à long délai de mise en service, le réseau a été pris au dépourvu. Lorsque l’unité à gaz Cascade 1 de 466 MW s’est arrêtée simultanément, la marge de manœuvre de l’offre disponible sur le marché a chuté à un niveau critique. 160 MW, le point le plus bas de tout le trimestre.
Panne du centre énergétique Shepard (5 janvier)
le prix moyen quotidien le plus élevé du trimestre (363 $/MWhL'incident s'est produit le 5 janvier. Les prix ont grimpé ce jour-là suite à une panne imprévue de la centrale de Shepard, qui a mis hors service 810 MW de capacité. En raison de la soudaineté de l'arrêt et de la baisse de la production éolienne et solaire en dessous des prévisions de l'AESO, le marché n'a pas disposé d'un préavis suffisant pour relancer les centrales à gaz à l'arrêt.
L'Alberta prête main-forte à la Colombie-Britannique, mais fait face à des problèmes de rentabilité.
Au-delà des dynamiques du marché intérieur, le réseau albertain a également contribué à la stabilité du réseau régional. Peu avant 01 h HNR le 8 mars, une panne catastrophique sur le réseau de transport d'électricité en Colombie-Britannique a isolé d'importantes centrales électriques, entraînant une perte de 00 2,600 MW de production et de 900 MW de charge sur le réseau de la province. Les interconnexions de l'Alberta ont réagi automatiquement, fournissant 425 MW de puissance de secours pendant environ 18 minutes afin de contribuer à la stabilisation de l'interconnexion occidentale.
Toutefois, le rapport met en lumière une tendance opérationnelle profondément préoccupante concernant les actifs de production interne :
- Conditions de marché non rentables : Une analyse des revenus nets modélisant les technologies de production génériques (cycle combiné, cycle simple à gaz, éolien et solaire) a indiqué que Chaque catégorie d'actifs a enregistré des pertes. au cours du trimestre en raison des faibles prix des piscines.
- Congestion explosive des réseaux de transport : Le volume total de production intermittente contrainte a fortement augmenté. 561 GWh au premier trimestre, un chiffre stupéfiant 250 % d'augmentation d'une année sur l'autreAu moins 1 MWh de production d'énergie renouvelable a été activement écrêté pendant 58 % des heures, ce qui témoigne de graves contraintes de transport.
- Prix marginaux de localisation (PML) : En prévision de la refonte du marché prévue par l'AESO, la MSA a réalisé une simulation pour la période 2021-2025. Les données montrent que le prix minimum local (PML) aurait fortement réduit les revenus des installations éoliennes et solaires très congestionnées du sud-est, tout en entraînant une hausse des prix des installations non contraintes dans le reste de la province.
- Les batteries atténuent la volatilité en dehors des heures de pointe : Du côté positif, les actifs de stockage d'énergie ont activement stimulé la concurrence en participant aux appels d'offres pour la régulation des réserves pendant les périodes creuses, ce qui a permis de réduire les coûts de compensation dans ce segment.
En conclusion
Le premier trimestre 2026 a été marqué par des contrastes saisissants. Si les prix moyens ont globalement atteint des niveaux remarquablement bas grâce à des conditions météorologiques clémentes et à la transformation du parc de production, la hausse de 30 % enregistrée en janvier et les pics d'offre qui ont suivi révèlent des risques de volatilité persistants. La faible rentabilité généralisée des centrales électriques et les graves goulets d'étranglement structurels du réseau de transport d'énergie renouvelable soulignent les obstacles complexes que l'Alberta doit surmonter pour moderniser son réseau électrique.
Quel était le prix moyen de l'électricité en Alberta au premier trimestre 2026 ?
Le prix moyen de l'électricité en Alberta au premier trimestre 2026 était de 32.15 $/MWh, soit une baisse de 19 % par rapport au premier trimestre 2025. Cependant, ce chiffre masque une forte volatilité mensuelle : en janvier, le prix moyen s'est établi à 39.44 $/MWh (en hausse de 30 % sur un an), en raison de la hausse des prix du gaz naturel et des arrêts de production des centrales thermiques, tandis qu'en février, il a chuté à 22.39 $/MWh (en baisse de 60 % sur un an), soit le prix le plus bas jamais enregistré pour un mois de février, corrigé de l'inflation. Cette variation spectaculaire des prix s'explique par un hiver doux, une production éolienne et solaire abondante, la faiblesse des coûts des combustibles et la baisse des exportations.
Pourquoi les prix de l'électricité en Alberta ont-ils flambé en mars 2026 ?
L'Alberta a connu de fortes hausses de prix en mars 2026 en raison de pannes de gazoducs près de Fort McMurray (du 7 au 11 mars et le 26 mars), qui ont entraîné une interruption de l'approvisionnement en gaz et, par conséquent, une réduction de la disponibilité des centrales thermiques. Les prix ont atteint un pic de 949 $/MWh le 26 mars. De plus, le 25 mars, le givrage inattendu d'éoliennes a réduit la production éolienne réelle à 1 300 MW, contre une prévision de 2 650 MW. Parallèlement, l'arrêt simultané de la centrale à gaz Cascade 1 de 466 MW a réduit la marge de sécurité à un niveau critique de 160 MW, soit le point le plus bas du trimestre.
Les producteurs d'électricité de l'Alberta seront-ils rentables en 2026 ?
Non. Selon le rapport du marché de gros du premier trimestre 2026 de la MSA, l'analyse des revenus nets a révélé que toutes les catégories d'actifs de production d'électricité — centrales à gaz à cycle combiné, centrales à gaz à cycle simple, éoliennes et solaires — ont enregistré des pertes au cours du trimestre en raison de la faiblesse persistante des prix de gros. Cette absence généralisée de rentabilité, pour toutes les technologies, met en lumière d'importants défis de marché alors que le parc de production d'électricité de l'Alberta est en pleine transformation.
Qu’est-ce qui cause le problème de réduction de la production d’énergie renouvelable en Alberta ?
La congestion du réseau de transport d'électricité limite considérablement le potentiel des énergies renouvelables en Alberta. Au premier trimestre 2026, la production intermittente contrainte a atteint 561 GWh, soit une hausse vertigineuse de 250 % par rapport à l'année précédente. La production d'énergie renouvelable a été activement réduite pendant 58 % des heures de fonctionnement au cours du trimestre. L'analyse contrefactuelle de la tarification marginale de localisation (TML) réalisée par la MSA a démontré que les installations éoliennes et solaires fortement congestionnées du sud-est de l'Alberta auraient généré des revenus nettement inférieurs dans le cadre de la réforme du marché prévue par l'AESO, comparativement aux installations non contraintes situées ailleurs dans la province.
