Voir NE23-15-2007F.pdf - Publications du gouvernement du Canada

l’offre pour la partie patrimoniale (165 TWh) est établi de par la loi à 2,79 cents/kWh. En 2006-2007,
cette partie patrimoniale représentera 95 % de l’électricité distribuée par Hydro-Québec. Le coût de
la tranche restante de 5 % rendra compte des prix du marché. Dans la plupart des provinces précitées,
les prix sont fondés sur le coût de la prestation des services aux consommateurs et tiennent compte
d’un taux de rendement réglementé pour les actifs de production, de transport et de distribution.
Les coûts sont approuvés par des organismes de réglementation provinciaux, parfois municipaux. Au
besoin, le coût de la nouvelle production, généralement plus élevé que les coûts patrimoniaux, doit
aussi être approuvé et intégré à l’ensemble, ce qui est à l’origine d’une hausse des coûts moyens. Ce
modèle vaut pour l’ensemble des provinces et territoires, sauf en Alberta, où les coûts de production
varient en fonction des conditions qui prévalent sur des marchés de gros concurrentiels. L’Ontario
marie les deux méthodes avec un mélange de prix patrimoniaux pour les centrales hydroélectriques,
nucléaires et alimentées au charbon, et de prix en fonction du marché pour la nouvelle production.
À l’intérieur d’une province donnée, les prix ont tendance à être plus élevés pour les clients du secteur
résidentiel, et moindres pour les clients à fort volume des secteurs commercial et industriel, ce qui
rend compte du coût des prestations à l’endroit de ces marchés. En outre, les gros clients peuvent
avoir accès à de l’électricité à coûts moindres que ceux proposés par les services publics d’électricité,
provinciaux ou municipaux. Cette possibilité exige un libre accès aux réseaux de transport (ou un accès
aux marchés de gros). Un accès aux marchés de gros existe sous une forme ou une autre dans toutes
les provinces.
Dans le scénario de référence, les prix augmentent de façon constante du fait que l’accroissement
de la demande nécessite le recours à une nouvelle production ajoutée à un coût plus élevé. Selon la
province, les nouvelles installations de production font appel à diverses techniques classiques, dont
la production au gaz naturel ou au charbon et la remise à neuf de centrales nucléaires, ainsi qu’à des
technologies émergentes ou de remplacement comme l’éolien et la biomasse.
Prix du charbon
Au Canada, les prix du charbon destiné à la production d’électricité varient grandement selon la
région et sont généralement plus bas dans l’Ouest canadien, rendant compte des coûts propres à
l’intégration de l’extraction minière et de la production d’électricité (centrales à proximité de la mine).
Les prix du charbon importé en Nouvelle-Écosse, au Nouveau-Brunswick et en Ontario reflètent le
degré de concurrence qui existe sur les marchés internationaux. Le charbon de l’Ouest canadien n’est
habituellement pas concurrentiel en Ontario lorsque les écarts de qualité et les coûts de transport sont
pris en compte.
À court terme, les prix élevés du pétrole et du gaz poussent à la hausse ceux du charbon. Cependant,
tout au long de la période à l’étude dans le scénario de référence, il est prévu que les pressions
concurrentielles et les accroissements de la productivité au chapitre de l’exploitation minière et du
transport ferroviaire feront régresser les prix.
Demande d’énergie
Les perspectives en matière de demande d’énergie sont fonction du milieu macroéconomique, des prix
de l’énergie, des améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique, des politiques gouvernementales
et des conditions météorologiques 32. Le scénario de référence se fonde principalement sur les
tendances historiques. Au cours des dernières décennies, l’évolution technologique a été sans pareille
32 Les hypothèses climatiques sont fondées sur les normales établies d’après les moyennes historiques sur 30 ans.
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