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Téléchargez les données utilisées pour créer ce rapport à partir du Catalogue de données ouvertes de l’Ontario.

Pic de demande d’électricité raccordée au réseau en Ontario (T3)

24 446 (MW) (Établi le 29 juin 2020, 18 h HNE)

Source : SIERE

Pic de demande d’électricité raccordée au réseau en Ontario (CDA)

24 446 (MW) (Établi au T3 – 29 juin 2020, 18 h HNE)

Source : SIERE

Tableau 1 : Pic de demande d’électricité raccordée au réseau de transport d’énergie (T3)
Nucléaire 22,9 TWh 60,6 %
Hydroélectricité 8,7 TWh 23,0 %
Éoliennes 3,9 TWh 10,1 %
Gaz 2,0 TWh 5,4 %
Biocarburant 0,3 TWh 0,7 %
Solaire 0,TWh 0,2 %

Source : SIERE

Tableau 2 : Économies d’énergie (T3)
Total des économies nettes en période de pointe 21,3 MW
Total des économies nettes d’énergie 215,1 GWh

Source : SIERE

Tableau 3 : Coût du produit – Catégorie A (¢/kWh)
Produit T3 CDA
Prix horaire de l’énergie en Ontario (Moyenne arithmétique) 1,69 1,29
Rajustement global (moyenne, catégorie A) footnote 1 5,63 6,41
Total 7,32 7,70

Source : SIERE

Tableau 4 : Coût du produit – Catégorie B (¢/kWh)
Produit T3 CDA
Prix horaire de l’énergie en Ontario (Moyenne arithmétique) 1,84 1,42
Rajustement global (moyenne, catégorie B) footnote 1 10,67 11,88
Total 12,51 13,30

Source : SIERE

Réseau de transport de l’Ontario

Une carte des centrales de production d’énergie de l’Ontario.

Cette carte présente les centrales de production d’énergie avec une capacité installée de plus de 20 mégawatts (MW) raccordées au réseau de transport à haute tension. Veuillez noter que cette carte est utilisée à titre d’illustration seulement. Les emplacements ne sont pas exacts. Dernière mise à jour : juin 2018.

Approvisionnement en électricité

Production mensuelle du réseau d’électricité par type d’énergie

Le réseau ontarien de production-transport d’électricité dispose de diverses sources d’approvisionnement : les centrales de base qui fonctionnent 24 h sur 24, les centrales de production d’énergie intermittente qui génèrent de l’électricité lorsque les conditions le permettent (notamment les centrales éoliennes et solaires), et les centrales souples pouvant adapter rapidement leur production à la consommation (notamment les centrales au gaz naturel).

Un graphique linéaire indiquant l’énergie produite.

Source : SIERE

Ce diagramme linéaire indique la quantité d’énergie générée en mégawatts chaque mois, entre avril 2019 et juin 2020. Les types de sources d’énergie sont les suivants : nucléaire, hydraulique, gazière et éolienne.

Les données ci-dessus sont extraites d’un rapport produit par la SIERE (en anglais seulement). Ce rapport s'appuie sur des données relatives aux livraisons afin de fournir des informations supplémentaires à tous les planificateurs autonomes et à toutes les centrales de production discontinue et en charge commandée de l’Ontario enregistrés en tant que participants du marché. Le rapport – qui tient compte de toutes les installations de production raccordées au réseau, en plus des centrales intégrées qui sont aussi enregistrées en tant que participants du marché – est publié mensuellement selon le calendrier de livraison physique.

Importations et exportations

L’Ontario est raccordé à un large réseau stable de réseaux de transport couvrant l’Amérique du Nord, ce qui contribue à la fiabilité du réseau et à l’efficacité économique. Les importations sont en concurrence avec la production ontarienne pour fournir de l’électricité au meilleur prix possible et pour répondre aux besoins de la province durant les périodes où la demande est élevée. L’Ontario exporte également de l’énergie lorsque c’est économique, ce qui permet de tirer des revenus pour compenser les coûts du réseau et de l’infrastructure et de maintenir la fiabilité du réseau en périodes de production excédentaire. L'Ontario importe et exporte son électricité depuis et vers deux provinces et trois états au moyen de 26 interconnexions. Son réseau d'électricité est interconnecté avec celui du Manitoba, du Michigan, du Minnesota, de l'État de New York et du Québec. La province peut donc faire le commerce de l'électricité dans tout l'est de l'Amérique du Nord, ce qui contribue à la diversification des sources d'approvisionnement et à l'accroissement de la compétitivité..

Importations au T3

Un diagramme à barres indiquant l’énergie importée en Ontario.

Ce diagramme à barres indique les données présentées dans le tableau 5 : le pourcentage d’énergie importée en Ontario, depuis le Manitoba, le Michigan, le Minnesota, New York et le Québec au cours du T3 2020.

Tableau 5 : Importations au T3
État/Province %
Manitoba 13,2%
Michigan 0,3%
Minnesota 2,0%
New York 1,4%
Quebec 83,2%

Exportations au T3

Un diagramme à barres indiquant l’énergie exportée depuis l’Ontario.

Ce diagramme à barres indique les données présentées dans le tableau 6 : le pourcentage d’énergie exportée de l’Ontario au Manitoba, au Michigan, au Minnesota, à New York et au Québec au cours du T3 2020.

Tableau 6 : Exportations au T3
État/Province %
Manitoba 2,0%
Michigan 48,0%
Minnesota 2,6%
New York 38,9%
Quebec 8,4%
Tableau 7 : Importations et exportations au T3 (GWh)
T3 (GWh) Quantités importées Quantités exportées
Manitoba 229,96 87,54
Michigan 5,5 2 058,40
Minnesota 34,49 110,86
New York 24,13 1 668,43
Quebec 1 451,50 361,54
Total 1 745,58 4 286,77

Source : SIERE
Remarque : Les chiffres ayant été arrondis, ils peuvent ne pas concorder avec les totaux de la source.

Capacité installée des centrales raccordées au réseau de transport d’énergie

Les changements apportés durant ce trimestre à la capacité installée des centrales raccordées au réseau de transport d’énergie sont révélateurs du processus de modernisation continue que connaît le domaine de l’électricité en Ontario. Bien que les centrales nucléaires, hydroélectriques et au gaz naturel représentent actuellement la grande majorité des sources d’approvisionnement, de nouvelles installations éoliennes, solaires et de biocarburant sont sans cesse raccordées au réseau. La liste de contrats de la SIERE liés à la production active (IESO Active Generation Contract List) (en anglais seulement) fournit l’état de projets individuels portant sur l’approvisionnement en électricité au sein de différents programmes d’approvisionnement de la SIERE. Cette liste énumère uniquement les installations de production sous contrat avec la SIERE.

Capacité de production raccordée au réseau (T3)

Un diagramme circulaire indiquant les pourcentages de production d’électricité.

Ce diagramme circulaire indique les données présentées dans le tableau 8 : les pourcentages de capacité de production raccordée au réseau, provenant de l’énergie nucléaire, gazière, hydraulique, éolienne, des biocarburants et de l’énergie solaire.

Tableau 8 : Capacité de production raccordée au réseau (T3)
Production %
Nucléaire 34%
Gaz 29%
Hydroélectricité 23%
Éoliennes 12%
Biocarburant 1%
Solaire 1%

Source : SIERE
Remarque : Les données incluent toutes les installations de production raccordées au réseau de transport d’électricité et les installations couplées au réseau de distribution qui sont des participants du marché. Les chiffres ayant été arrondis, ils peuvent ne pas concorder avec les totaux de la source.

Le tableau ci-dessous présente la hausse de l’utilisation des ressources renouvelables pour produire de l’électricité dans la province.

Tableau 9 : Capacité de production raccordée au réseau
Production (MW) 2020 - CDA 2019 2018 2017 2016 2015 2014
Nucléaire 13 009 13 009 13 009 13 009 12 978 12 978 12 947
Hydroélectricité 9 060 9 065 8 482 8 490 8 451 8 432 8 462
Charbon 0 0 0 0 0 0 0
Gaz footnote 2 11 317 10 277 10 277 10 277 9 943 9 942 9 920
Éoliennes 4 486 4 486 4 486 4 213 3 923 3 504 2 543
Biocarburant 295 295 295 495 495 495 455
Solaire 478 424 380 380 280 240 40
Total footnote 3 38 644 37 555 36 929 36 863 36 070 35 591 34 367

Remarque : Total de la production intégrée en exploitation commerciale sous contrat avec la SIERE au terme de chaque période. Les chiffres ayant été arrondis, ils peuvent ne pas concorder avec les totaux de la source.

Production intégrée (contrat avec la SIERE)

Les centrales intégrées injectent de l’électricité dans les réseaux de distribution locaux, ce qui contribue à réduire la demande sur le réseau de transport et à répondre à une partie des besoins des collectivités locales. Alors que l’éolien et le solaire fournissent la majorité de la production intégrée sous contrat, la SIERE a passé un marché pour un plus grand nombre de réseaux de production hydroélectrique, de production combinée chaleur-électricité et de production à partir de gaz naturel et de biocarburant qui seront également raccordés aux réseaux locaux de distribution.

À la fin du T3 2020, une production intégrée 3 488 MW était en exploitation commerciale dans les réseaux locaux de distribution.

Capacité de production intégrée sous contrat en exploitation commerciale (T3)

Un diagramme circulaire indiquant la production d’électricité intégrée.

Ce diagramme circulaire indique les données présentées dans le tableau 10 : la quantité de production intégrée (en mégawatts et pourcentages correspondants) au cours du T1 2020 et provenant des sources d’énergie suivantes : solaire, éolienne, hydraulique, gazière, de biocarburants, etc.

Tableau 10 : Capacité de production intégrée sous contrat en exploitation commerciale (T3)
Production % Quantité
Gaz 9 % 299 MW
Hydroélectricité 9 % 298 MW
Éoliennes 17 % 590 MW
Biocarburant 3 % 110 MW
Solaire 62 % 2 166 MW
Autre 1 % 24 MW

Source : SIERE
Remarque : Chacune des données ci-dessus est tirée du rapport d’avancement du T3 de la SIERE sur l’approvisionnement sous contrat.

Le tableau ci-dessous présente la hausse de l’utilisation de la production intégrée pour approvisionner en électricité les réseaux locaux de distribution de la province.

Capacité de production intégrée sous contrat en exploitation commerciale

Un diagramme circulaire indiquant la production d’électricité intégrée.

Ce diagramme à barres indique la quantité de production intégrée (en mégawatts) en vue d’approvisionner les réseaux de distribution locaux de la province en électricité chaque année, de 2015 à 2020 (depuis le début de l’exercice). Les types de sources d’énergie sont les suivants : biocarburants, énergie hydraulique, gazière, hydraulique, éolienne, solaire, etc.

Remarque : Total de la production intégrée en exploitation commerciale sous contrat avec la SIERE au terme de chaque période. Les chiffres ayant été arrondis, ils peuvent ne pas concorder avec les totaux de la source.

Les données ci-dessus sont tirées du rapport d’avancement de la SIERE sur l’approvisionnement par contrat. Le rapport fournit une mise à jour trimestrielle de l’état d’avancement des initiatives portant sur l’approvisionnement et les sources d’approvisionnement qui sont en cours d’élaboration ou en exploitation commerciale, par type d’énergie, et rassemble les capacités totales, telles qu'elles sont indiquées dans chaque contrat, ce qui diffère des valeurs de la capacité installée utilisée à des fins d’exploitation. Le rapport est disponible (en anglais).

Total de la capacité de production raccordée au réseau et de production intégrée sous contrat

Les chiffres du tableau indiquent la capacité de production totale dans la province : capacité en service raccordée au réseau et capacité de production intégrée sous contrat avec la SIERE.

Tableau 11 : Total de la capacité de production raccordée au réseau et de production intégrée sous contrat
Production 2020 T3 (MW) 2020 T3 (%)
Nucléaire 13 009 31%
Hydroélectricité 9 357 22%
Gaz 11 616 28%
Éolienne 5 433 12%
Biocarburant 405 1%
Solaire 2 644 6%
Autre 24 <1%
Total 42 131  

Remarque : Les chiffres ayant été arrondis, ils peuvent ne pas concorder avec les totaux de la source.

Économies d’énergie

La combinaison du Cadre stratégique de priorité à la conservation de l’énergie, du Programme d’accélération pour le secteur industriel et du cadre provisoire devrait permettre de réaliser des économies de 8,7 TWh. Au T3 2020, les programmes de conservation et de gestion de la demande ont permis d’économiser 8 700 GWh d’électricité.

Comme c’est souvent le cas au début de tous les cadres de conservation, les niveaux de participation au cadre provisoire ont mis du temps à augmenter à mesure que de nouveaux programmes étaient mis en oeuvre, que les fournisseurs de programmes étaient intégrés et que les clients se familiarisaient avec les nouvelles offres de programmes. Les économies d’énergie et de demande réalisées grâce aux programmes du cadre provisoire devraient augmenter au fil du temps, à mesure que de nouveaux projets seront réalisés et que les niveaux de participation continueront à augmenter. Les économies réelles devraient continuer à s’accumuler jusqu’en 2021-2022, à mesure que les projets annoncés sont mis en oeuvre.

Avant la crise sanitaire liée à la covid 19, la SIERE prévoyait d’atteindre de manière rentable 100 % des objectifs en matière d’économies d’énergie et de demande. Aujourd’hui, la SIERE met à jour ses prévisions pour 2020 afin de tenir compte de la crise sanitaire liée à la covid 19 et de ses répercussions sur les objectifs en matière d’économies d’énergie et de demande.

Tableau 12 : Évolution des économies d’énergie réalisées - Résultats (au T3 2020) footnote 4
Évolution graduelle 2020 T3 Évolution graduelle footnote 5 2015-2020 T3 Évolution graduelle Progrès réalisé par rapport à la cible pour 2020 (%)
Cadre PCE offert par les SDL et la SIERE Économies en période de pointe (MW) 9,6 870,4 -
Cadre PCE offert par les SDL et la SIERE Économies d’énergie (GWh) 102,3 7 345 122
PASI offert par la SIERE Économies en période de pointe (MW) 1,1 130,2 -
PASI offert par la SIERE Économies d’énergie (GWh) 32,8 490,1 38
Programmes IF menés par la SIERE Économies en période de pointe (MW) 10,5 35 18,5
Programmes IF menés par la SIERE Économies d’énergie (GWh) 80 224,8 16,1
Total des économies en période de pointe (MW) 21,3 1 035,60 -
Total des économies d’énergie (GWh) 215,1 8 060 -

Source : SIERE
Remarque : Les chiffres ayant été arrondis, les totaux peuvent ne pas concorder.

Économies d’énergie réalisées grâce aux programmes d’économies d’énergie des SDL (2020 T3)

Un diagramme circulaire indiquant les économies d’énergie.

Ce diagramme circulaire indique les données présentées dans le tableau 13 : les économies annuelles liées à la demande de pointe pour 2020, en mégawatts, dans les programmes suivants : programmes résidentiels du cadre Priorité à la conservation de l’énergie, programmes d’entreprises du cadre Priorité à la conservation de l’énergie, programmes à faible revenu du cadre provisoire, programmes d’entreprises du cadre provisoire et Programme d’accélération pour le secteur industriel de la SIERE.

Tableau 13 : Économies annuelles liées à la demande de pointe pour 2020
Programme Économies de coûts d’énergie
Programmes résidentiels liés à la PCE offerts par les SDL 0 MW
Programmes pour entreprise liés à la PCE offerts par les SDL 10 MW
Programmes IF pour les consommateurs à faible revenue 1,7 MW
Programmes IF pour les entreprises 8,87 MW
PASI offert par la SIERE 1 MW
Un diagramme circulaire indiquant les économies d’énergie.

Ce diagramme circulaire indique les données présentées dans le tableau 14 : les économies annuelles liées à la demande de pointe pour 2020, en mégawatts, dans les programmes suivants : programmes résidentiels du cadre Priorité à la conservation de l’énergie, programmes d’entreprises du cadre Priorité à la conservation de l’énergie, programmes à faible revenu du cadre provisoire, programmes d’entreprises du cadre provisoire et Programme d’accélération pour le secteur industriel de la SIERE.

Tableau 14 : Économies d’énergie annuelles pour 2020
Program Energy savings
Programmes résidentiels liés à la PCE offerts par les SDL 0 GWh
Programmes pour entreprise liés à la PCE offerts par les SDL 102 GWh
Programmes IF pour les consommateurs à faible revenue 16 GWh
Programmes IF pour les entreprises 64 GWh
PASI offert par la SIERE 33 GWh

Source : SIERE

Remarque : Les chiffres ayant été arrondis, les totaux peuvent ne pas concorder.

Les résultats, qui n’ont pas été vérifiés, sont présentés en fonction des dates d’installation de projets se trouvant dans la période indiquée, et sont fondés sur les projets signalés et facturés à la SIERE au T3 2020.

Réponse à la demande (RD)

Les programmes de réponse à la demande et d’économies d’énergie pendant les périodes de pointe contribuent à réduire la consommation globale d’énergie de la province pendant ces périodes, ce qui profite au réseau d’électricité et permet aux consommateurs de réduire leur facture d’électricité. Depuis décembre 2015, la capacité de réponse à la demande est fournie dans le cadre d’un processus concurrentiel de vente aux enchères dans le domaine de la réponse à la demande.

La vente aux enchères dans le domaine de la réponse à la demande est un moyen transparent et rentable de sélectionner les fournisseurs les plus concurrentiels en matière de réponse à la demande, tout en veillant à ce que tous les fournisseurs répondent aux mêmes obligations sur le plan des résultats. La vente aux enchères qui a eu lieu en décembre 2019 a fourni 856,6 MW pour la période d'engagement estivale de six mois commençant au 1er mai 2020, et 919,3 MW pour la période d'engagement hivernale de six mois commençant au 1er novembre 2020.

Les enchères de capacité de la SIERE remplaceront l’actuelle vente aux enchères de Réponse à la demande pour favoriser la concurrence entre des types de ressources supplémentaires. Les enchères de capacité permettent de répondre aux besoins de fiabilité de l’Ontario de façon rentable, tout en permettant à la SIERE de s’adapter en toute transparence aux besoins changeants du réseau. La SIERE organisera l’enchère de capacité n° 1 le mercredi 2 décembre 2020 pour les périodes d’obligation de l’été 2021 et de l’hiver 2021-2022.

Des renseignements supplémentaires sur les enchères de réponse à la demande et sur les enchères de capacité sont disponibles à l’adresse (en anglais) IESO Demand Response Auction.

Économies lors des périodes de pointe

L’initiative d’économies d’énergie en milieu industriel (IEEMI) encourage les grands consommateurs à déplacer leur utilisation d’énergie en dehors des pics de demande sur le réseau. Les clients qui sont en mesure de réduire leur incidence sur ces périodes de pointe représentent un avantage pour le réseau, car ils réduisent le besoin de construire de nouvelles infrastructures. En 2017, on estime que l’Initiative d’économies d’énergie en milieu industrie a permis de réduire la demande de pointe de 1 400 MW. Les clients participants se voient fixer un taux de rajustement global individuel, basé sur la contribution, en pourcentage, que représente leur demande par rapport aux cinq plus importants pics coïncidents sur le réseau et mesurés sur une période définie.

Le tableau ci-dessous présente les cinq plus importants pics de demande quotidiens pour la période de base la plus récente, qui a débuté le 1er mai 2018 et s'est achevée le 30 avril 2019.

Tableau 15 : Cinq plus hauts pics de demande : Heures et consommation pour l’ensemble du réseau (période de base : du 1er mai 2018 au 30 avril 2019)
Date 5 septembre 2018 5 juillet 2018 4 juillet 2018 28 août 2018 4 septembre 2018
Heure de fin 17 15 18 17 17
Quantité d’énergie retirée allouée (MW) 22 551,315 22 415,022 22 122,730 21 643,799 21 379,327
Production integrée (MW) 1 076,151 1 418,704 734,709 1 069,941 803,919
Injections dans les installations de stockage d’énergie (MWh) 0,446 0,008 0,393 0,581 0,759
Total (MW) 23 627,020 23 833,718 22 857,046 22 713,159 22 182,487

Source : SIERE
Remarque : La valeur de la colonne Total (MW) correspond au nombre utilisé pour calculer le facteur de demande de pointe d’un client.
Les valeurs ci-dessus sont utilisées pour la période d’ajustement allant du 1er juillet 2019 au 30 juin 2020.

Vous trouverez de plus amples renseignements sur le suivi des pics de demande à l’adresse suivante (en anglais) : Class A Global Adjustment

Vous trouverez de plus amples renseignements sur l’initiative d’économies d’énergie en milieu industriel (IEEMI) (PDF en anglais).

Émission de gaz à effet de serre

Le déclin marqué des émissions de gaz à effet de serre (mesuré en tonnes d’équivalent CO2) est le résultat de l’élimination de la production d’électricité au charbon dans la province et de l’adoption de mesures de production renouvelable et de conservation. Les émissions d’oxydes de soufre (SOx) – lesquelles qui sont principalement un sous-produit de la combustion du charbon – ont également montré une diminution marquée avec l’élimination de l’électricité au charbon.

Émissions de gaz à effet de serre pour le secteur de l’électricité de l’Ontario

Le tableau ci-dessous présente les émissions annuelles de gaz à effet de serre (mesurées en tonnes d’équivalent CO2) pour les années 2011-2020. Depuis le début de l’année, les émissions de gaz à effet de serre au cours du T3 2020 ont totalisé environ 3,6 mégatonnes (Mt).

Un graphique linéaire indiquant les émissions de gaz à effet de serre.

CO2
Source : Environnement Canada, ministère de l’Environnement, de la Protection de la nature et Parcs de l’Ontario.

Ce diagramme linéaire indique les émissions annuelles de gaz à effet de serre (mesurées en tonnes d’équivalents de CO2) pour les années 2010 à 2020

Contaminants atmosphériques

Des contaminants atmosphériques, tels que les oxydes de soufre (SOx), les oxydes d’azote (NOx) et les particules fines (PM2.5), sont également libérés dans l’air pendant la combustion des combustibles fossils.

Tableau 16,: Contaminants atmosphériques rejetés par le secteur de l’électricité de l’Ontario (Tonnes)
Émissions 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
CDA (T3)
SOx Émissions 11,966 10,342 10,192 846 424 579 644 504 464 305
NOx Émissions 18,198 19,867 17,973 11,448 10,355 9,323 5,695 5,924 6,010 4,250
PM2.5 Émissions 518 468 445 309 262 239 195 210 212 154

Source : SIERE, Environnement Canada

Demande d’électricité

Pic de demande d’électricité raccordée au réseau pour le T3 en Ontario 24 446 (MW) Établi pour le 9 juillet 2020 à 17 h (HNE)

Maximums et minimums mensuels en Ontario

Un graphique linéaire indiquant les périodes de pointe et les périodes minimales mensuelles en Ontario.

Source : SIERE

Ce diagramme linéaire indique la demande de pointe mensuelle en Ontario ainsi que la demande minimale mensuelle entre octobre 2018 et mars 2020, en mégawatts. Pic de demande en 2019 - 21 791 MW et consommation minimale en 2019 - 10 328 MW. Pic de demande en T3 2020 - 21 292 MW et consommation minimale en en T3 2020 - 9 831 MW.

Prévisions sur les pics de demande

La consommation d’électricité dans la province est prévue sur une période 18 mois. Une évaluation est effectuée pour s'assurer qu'il y a adéquation entre les installations de production réelles et proposées et celles de transport, de façon à répondre à la demande. Le tableau cidessous présente les prévisions météorologiques normales, habituellement associées à un pic durant cette période de l’année, et les prévisions météorologiques extrêmes qui reflètent les conditions météorologiques particulièrement mauvaises. Les répercussions des tarifs selon l’heure et de l'IEEMI, qui incitent les consommateurs à réduire leur consommation durant les périodes de pointe, sont également prises en compte dans les prévisions de demande établies dans ce rapport.

Tableau 17 : Prévisions sur les pics de demande
Saison Pic lors de conditions météorologiques normales (MW) Pic lors de conditions météorologiques extrêmes (MW)
Hiver 2020-21 21 176 22 612
Été 2020 22 592 24 438
Hiver 2020-21 20 959 22 154

Source : Perspectives de fiabilité de la SIERE.

Tableau 18 : Demande d’énergie raccordée au réseau en Ontario
Année T3 Total (TWh)
2020 35,40
2019 34,94
2018 36,52
2017 33,62
2016 36,68
2015 35,26
2014 34,27

Source : Données sur l’électricité de la SIERE, aperçu de la demande.
Remarque : Le total n'inclut pas l’impact de la production intégrée pour réduire la demande.

Tableau 19 : Totaux historiques – Consommation annuelle d’énergie raccordée au réseau en Ontario
Année Total (TWh) Variation par rapport à l’année précédente
2020 99,5 n/a
2019 135,1 -2,3
2018 137,4 5,3
2017 132,1 -4,9
2016 137 0
2015 137 -2,8
2014 139,8 -0,9

Source : Données sur l’électricité de la SIERE, aperçu de la demande.
Remarque : Le total n'inclut pas l’impact de la production intégrée pour réduire la demande.

Prix de l’électricité

Coût du produit

Le coût du produit se compose de deux éléments : le prix de gros (le prix horaire de l’énergie en Ontario) et le rajustement global. Le coût du produit ne constitue qu'une partie de la facture d’énergie totale.

Tableau 20 : Catégorie A
Mois (¢/kWh) JUIL 2019 AOUT 2019 SEPT 2019 OCT 2019 NOV 2019 DEC 2019 JANV 2019 FEV 2019 MARS 2019 AVR 2020 MAI 2020 JUIN 2020 JUIL 2020 AOUT 2020 SEPT 2020 2020 CDA
PHEO footnote 6 2,05 1,48 1,34 0,65 1,96 2,06 1,39 1,40 1,34 0,58 0,73 1,12 1,86 1,82 1,38 1,29
Rajustement global (client de catégorie A) 5,94 6,72 5,74 6,28 5,13 5,31 5,66 6,06 6,18 8,23 7,85 7,37 6,14 5,44 5,31 6,41
Coût total du produit 7,99 8,20 7,08 6,93 7,09 7,37 7,05 7,46 7,52 8,81 8,58 8,49 8,00 7,26 6,69 7,70

Source : SIERE

Tableau 21 : Catégorie B
Mois (¢/kWh) JUIL 2019 AOUT 2019 SEPT 2019 OCT 2019 NOV 2019 DEC 2019 JANV 2019 FEV 2019 MARS 2019 AVR 2020 MAI 2020 JUIN 2020 JUIL 2020 AOUT 2020 SEPT 2020 2020 CDA
PHEO footnote 7 2,19 1,61 1,43 0,72 2,07 2,19 1,48 1,45 1,39 0,61 0,82 1,25 2,05 1,94 1,44 1,42
Rajustement global (client de catégorie B) 9,65 12,61 12,26 13,68 9,95 9,32 10,23 11,33 11,94 11,50 11,50 11,50 9,90 10,35 12,18 11,88
Coût total du produit 11,84 14,22 13,69 14,40 12,02 11,51 11,71 12,78 13,33 12,11 12,32 12,75 11,95 12,29 13,62 13,30

Source : SIERE
La somme des chiffres ne correspond pas aux totaux en raison des valeurs en dollar arrondies aux cents.

Prix de gros mensuel de l’électricité

Le prix de gros de l’électricité varie d’heure en heure. Le diagramme ci-dessous indique le prix moyen pour chaque mois. Le prix mensuel varie selon certains facteurs du marché de l’électricité qui font fluctuer son prix. Un prix moyen mensuel plus élevé exerce une pression à la baisse sur les coûts que le rajustement global doit permettre de recouvrir.

Un graphique linéaire indiquant les prix moyens de gros de l’électricité.

Source : SIERE

Ce diagramme indique les prix moyens mensuels de gros de l’électricité, entre avril 2019 et juin 2020, en cents par kilowattheure.

Tarifs selon l’heure d’après la grille tarifaire réglementée (GTR)

Conformément au mandat prévu par la Loi de 1998 sur la Commission de l’énergie de l’Ontario, la CEO a élaboré la grille tarifaire réglementée (GTR), qui fournit aux consommateurs résidentiels et aux petites entreprises un tarif d’électricité stable et prévisible tout en favorisant les économies d’énergie. La grille tarifaire est en vigueur depuis 2005. Les consommateurs assujettis à la GTR qui disposent de compteurs à tarification horaire (ou « intelligents ») admissibles, capables de déterminer à quel moment l’électricité est consommée dans la journée, paieront des tarifs basés sur la GTR, selon une formule de tarification horaire.

Les tarifs pour cette grille se basent sur trois périodes horaires par jour de la semaine. Ces périodes, illustrées dans la figure ci-dessous, sont appelées période creuse, période médiane et période de pointe. Les créneaux horaires de la période médiane et de la période de pointe diffèrent selon les mois d’été et d’hiver afin de tenir compte des habitudes de consommation électrique de ces saisons, comme expliqué ci-dessous.

À compter du 1er novembre 2019, la CEO a recommencé à fixer les prix des GTR en vertu de l’article 79.16 de la Loi de 1998 sur la Commission de l’énergie de l’Ontario. Au même moment, le gouvernement de l’Ontario a également introduit la « remise de l’Ontario pour l’électricité », qui offre une remise de 31,8 % sur le montant de la facture avant la TVH, ce qui compense largement les changements de prix de la GTR sur la ligne « Électricité ».

Le 1er juin 2020, le gouvernement de l’Ontario a instauré un tarif d’électricité fixe de 12,8 ¢/kWh pour les consommateurs assujettis à la tarification selon l’heure de consommation. Ce tarif s’appliquait à toutes les heures de la journée, sept jours sur sept, jusqu’au 31 octobre 2020. Le prix équivaut au coût moyen pour fournir aux clients facturés en vertu de la GTR l’électricité qu’ils devraient utiliser, tel que prévu par la CEO lorsqu’elle a fixé les tarifs de la GTR le 1er novembre 2019.

Heures de consommation d’été et d’hiver

Les périodes d’utilisation de la GTR sont différentes l’été et l’hiver pour refléter les variations saisonnières dans la consommation d’électricité par les abonnés. L’été, la consommation d’électricité est plus forte pendant les moments les plus chauds de la journée, quand les climatiseurs fonctionnent au maximum. L’hiver, lorsque la luminosité est moindre, les pics de consommation apparaissent deux fois par jour : la première le matin, quand les gens se réveillent et allument leurs lumières et appareils, et la deuxième le soir, quand les gens rentrent du travail. Les tarifs selon l’heure de consommation applicables depuis le 1er juillet 2020 pour les consommateurs assujettis à la GTR qui disposent de compteurs intelligents admissibles sont présentés dans le tableau ci-dessous.

Été (1 mai – 31 octobre) jours de semaine
Période creuse : 19h - 7h
Période médiane : 7h - 11h, 17h - 19h
Période de pointe : 11h - 17h

Hiver (1 novembre – 30 avril) jours de semaine
Période creuse : 19h - 7h
Période médiane : 11h - 17h
Période de pointe : 7h - 11h, 17h - 19h

Fins de semaine et jours férés
Période creuse : 24 heures par jour

Tableau 22 : Tarifs selon l’heure de la GTR en vigueur le 1er novembre 2019
Tarifs selon l’heure de la GTR – ¢/kWh Période creuse Période médiane Période de pointe Prix moyen
Prix (¢) 10,1 14,4 20,8 12,8
Tableau 23 : Exemple de facture mensuelle résidentielle
Janvier 2020, avec distribution moyenne $/700 kwh
Électricité 89,6
Livraison La CEO a calculé le tarif moyen de distribution 49,27
Pertes 2,64
Réglementation 3,06
TVH 18,79
ROE (45,97)
Total de la facture 117,39

Ce tableau montre la facture mensuelle d’un client résidentiel facturé selon la GTR et l’heure de consommation. Sa consommation mensuelle s’élève à 700 kwh dont 64 % en période creuse, 18 % en période médiane et 18 % en période de pointe. Les frais de livraison et de réglementation sont des frais moyens pondérés, calculés par la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO). Les pertes en ligne sont calculées en fonction du facteur de perte moyen pondéré, établi par la CEO. Les frais de livraison et les pertes en ligne varient selon le service public. Pour de plus amples renseignements, consultez la Calculatrice de facture de la CEO.

Tarifs de l’électricité dans le secteur industriel de l’Ontario

Les consommateurs industriels d’électricité peuvent être soit raccordés directement au réseau de transport à haute tension, soit approvisionnés par leur distributeur local (p. ex., Toronto Hydro). Les clients raccordés directement ne paient pas de frais de distribution, ce qui réduit leur facteur d’électricité. Le tableau cidessous illustre la répartition des tarifs globaux moyens pour tous les consommateurs de l’Ontario raccordés directement au réseau pour 2019. En Ontario, les tarifs d’électricité pour les gros consommateurs industriels varient en fonction de chaque consommateur, car ils reposent sur la consommation individuelle. D’une manière générale, moins un grand consommateur industriel consomme de l’énergie en période de pointe, plus il diminue son incidence sur le réseau d’électricité de la province et plus il réduit sa facture d’électricité. Pour la plupart, le coût du produit tient compte à la fois de la valeur marchande fluctuante et du rajustement global, calculé à partir de la consommation d’énergie en période de pointe.

Tarifs de l’électricité pour les clients industriels raccordés au réseau de transport footnote 8 (2019)

Répartition des coûts/MWh

Ce diagramme à barres indique la répartition des tarifs globaux moyens pour tous les consommateurs de l’Ontario raccordés directement au réseau pour 2019.

Le tableau ci-dessous présente les tarifs globaux moyens d’électricité pour un client industriel raccordé au réseau de distribution dans plusieurs zones de desserte. footnote 9

Tableau 24 : Tarifs de l’électricité pour les clients industriels raccordés au réseau de distribution (2020) - $/MWh
Coût Windsor (EnWin) Hamilton (Alectra) Ottawa Sudbury Toronto footnote 10
PHEO footnote 11 16,96 16,98 16,98 17,61 17,00
Rajustement global - Catégorie A 56,53 56,62 56,63 58,72 56,67
Livraison 11,38 20,27 20,10 16,90 23,94
Réglementation 3,92 3,92 3,92 4,07 3,93
Tarif global 88,79 97,79 97,63 97,30 101,54

Source : SIERE et CEO
Remarque : La redevance de liquidation de la dette a pris fin pour tous les consommateurs d’énergie le 31 mars 2018.

Prix indicatifs de l’électricité en 2019 pour le secteur industriel ¢ CA/kWh)

Le tableau ci-dessous compare les prix indicatifs au détail de l’électricité pour le secteur industriel dans les différentes administrations d’Amérique du Nord. À titre de référence, les chiffres fournis pour le sud de l’Ontario reflètent le prix moyen pour avril 2019. Les chiffres fournis pour le nord de l’Ontario sont basés sur les mêmes données, auxquelles s’ajoute une réduction de 2 % par kilowattheure, en vertu du Programme de réduction des tarifs d’électricité pour le secteur industriel du Nord. Voir la note de bas de page pour de plus amples détails.

Tableau 25 : Coût par kilowattheure par administration
Classement Administration Coût
1 Québec 5,79
2 Manitoba 5,87
3 Oklahoma 6,09
4 Washington 6,18
5 Nord de l’Ontario 6,84
6 Texas 6,83
7 Nevada 6,92
8 Kentucky 6,93
9 Géorgie 7,19
10 Louisiane 7,19
11 New York 7,29
12 Iowa 7,37
13 Utah 7,39
14 Tennessee 7,5
15 Caroline du Nord 7,54
16 Caroline du Sud 7,54
17 Idaho 7,54
18 Arkansas 7,55
19 Montana 7,67
20 Nouveau-Mexique 7,7
21 Virginie occidentale 8,04
22 Mississippi 8,07
23 Arizona 8,08
24 Missouri 8,14
25 Alabama 8,24
26 Oregon 8,37
27 Ohio 8,38
28 Colombie-Britannique 8,51
29 Wyoming 8,58
30 Pennsylvania 8,69
31 Nouveau-Brunswick 8,74
32 Terre-Neuve-et-Labrador 8,82
33 Sud de l’Ontario 8,84
34 Illinois 8,95
35 Moyenne au Canada 9,03
36 Virginie 9,22
37 Kansas 9,56
38 Colorado 9,57
39 Michigan 9,6
40 Saskatchewan 9,62
41 Indiana 10,04
42 Nebraska 10,06
43 Dakota du Sud 10,15
44 Floride 10,15
45 Wisconsin 10,17
46 Île-du-Prince-Édouard 10,24
47 Maryland 10,25
48 Minnesota 10,36
49 Delaware 10,44
50 Moyenne des É.-U. 10,58
51 Nouvelle-Écosse 11,02
52 Dakota du Nord 11,18
53 District de Columbia 11,28
54 Alberta 12,87
55 Maine 12,98
56 New Jersey 13,54
57 Vermont 13,95
58 Californie 14,68
59 New Hampshire 17,37
60 Connecticut 18,88
61 Massachusetts 19,17
62 Rhode Island 21,17
63 Alaska 24,45
64 Hawaï 35,52

Remarque : Les estimations peuvent différer des coûts réels pour un consommateur selon son emplacement, son branchement et ses caractéristiques opérationnelles particulières. Les prix excluent les taxes et la participation à tout programme de prestations gouvernemental applicable.

Le prix pour l’Ontario est fondé sur les données d’avril 2019 et comprend le tarif horaire de l’énergie en Ontario, le rajustement global de classe A, la distribution et les tarifs de service des marchés de gros.

Tous les autres tarifs canadiens sont tirés des ressources de comparaison des tarifs d’Hydro-Québec, et ce, pour les tarifs des compagnies de distribution locales desservant des villes particulières, en vigueur le 1er avril 2019, et reflètent les données pour un consommateur de 5 MW, pour lequel le facteur de charge est de 65 %. Lorsqu’HydroQuébec précise les tarifs pour deux villes d’une même province (p. ex. Calgary et Edmonton), la moyenne des deux est utilisée; dans le cas des provinces pour lesquelles une seule ville est présentée (p. ex. Vancouver en C.-B. et Montréal au Qc), alors ce seul tarif est utilisé pour représenter la province, à des fins de comparaison.

Pour les territoires des É.-U., les données sont celles d’avril 2019, tirées d’un sondage de la US Energy Information Administration, mené auprès d’environ 500 des plus importantes compagnies d’électricité du pays. Les tarifs reflètent les recettes moyennes soumises par le réseau public de distribution d’électricité, en fonction de l’électricité vendue au secteur industriel. La valeur représente un tarif au détail estimé, mais ne reflète pas nécessairement le prix facturé à un consommateur individuel. Les tarifs sont convertis à un cours de change de 1 $ US = 1,34 $ CA.

Nouveauté en matière d’électricité

Tableau 26 : Voici quelques rapports et publications sur l’électricité (en anglais seulement)
Renseignements Publié par Date
Perspectives de fiabilité (en anglais) SIERE 22 septembre 2020
Rapport d'avancement sur l'approvisionnement en électricité sous contrat  –T3 2020 (en anglais) SIERE 14 décembre 2020
Rapports de rendement de Pickering – T3 2020 (PDF en anglais) OPG 14 décembre 2020
Rapports de rendement de Darlington – T3 2020 (en anglais) OPG 11 décembre 2020
Résultats financiers trimestriels de l’OPG – T3 2020 (en anglais) OPG 11 novembre 2020
Rapport sur le rendement de la remise à neuf de Darlington – T3 2020 (en anglais) OPG 11 novembre 2020
Power News – Summer 2020 (en anglais) OPG 30 novembre 2020
Rapport trimestriel d’Hydro One (T3 2020) (en anglais) Hydro One 6 novembre 2020
Rapport du Comité de surveillance du marché sur les marchés de l’électricité administrés par la SIERE (PDF en anglais) SIERE 16 juillet 2020
Annuaire des distributeurs d’électricité et de gaz naturel (en anglais) CEO 13 août 2020

Les rapports complets sur la remise à neuf ne sont plus publiés sur OPG.com. Un rapport de mise à jour est publié à la place.


Notes en bas de page

  • note de bas de page[1] Retour au paragraphe Les clients de catégorie A sont de gros consommateurs d’électricité qui paient le Rajustement global, calculé à partir de leur consommation d’énergie pendant les cinq heures de l’année où la demande est la plus élevée. Tous les autres clients appartiennent à la catégorie B, Tous les autres clients appartiennent à la catégorie B et payent un rajustement global en fonction du volume.
  • note de bas de page[2] Retour au paragraphe La catégorie « Gaz » comprend les centrales qui fonctionnent au gaz naturel, au mazout ou aux deux, comme Lennox, NP Kirkland et NP Cochrane.
  • note de bas de page[3] Retour au paragraphe Une faible quantité (180 MW estimés) de la capacité intégrée sous contrat provient d’une installation de production gérée par la SIERE (participant du marché) et figure par conséquent dans les totaux issus à la fois de la production raccordée au réseau et de la production intégrée sous contrat. Les totaux n’incluent pas la capacité de production intégrée non contractuelle, dont la production annuelle totale s’élève à environ 1 TWh.
  • note de bas de page[4] Retour au paragraphe Toutes les mesures liées à l’économie d’énergie énumérées ci-dessus sont présentées en tant qu’économies nettes qui tiennent compte de l’influence réelle du programme sur les participants (p. ex., estimation des économies réalisées sur les plans du resquillage et des pertes). De plus, toutes les économies présentées ci-dessus se poursuivront jusqu’à 2020 au niveau de l’utilisateur final (p. ex., tenue en compte des pertes subies par les lignes de distribution et de transport). Afin de faire coïncider les mesures liées à l’économie d’énergie avec celles se rapportant au niveau de la production d’électricité, les économies réalisées au niveau du système de distribution doivent être multipliées par 6,7 %, et les économies réalisées au niveau du système de transport doivent être multipliées par 2,5 %.
  • note de bas de page[5] Retour au paragraphe Représente les économies réalisées au cours du trimestre avec une date de mise en service et non les économies reçues par la SIERE depuis le dernier rapport.
  • note de bas de page[6] Retour au paragraphe Moyenne (non pondérée) du prix horaire de l’énergie en Ontario pour refléter le profil de consommation typique (stable) de l’industrie,
  • note de bas de page[7] Retour au paragraphe Les moyennes sont établies en fonction de la quantité d’électricité consommée à grandeur de la province pour chaque heure afin de refléter de manière générale le profil de consommation pour les consommateurs de catégorie B (c,-à-d, du secteur résidentiel et commercial),
  • note de bas de page[8] Retour au paragraphe N’inclut pas le Programme de réduction des tarifs d’électricité pour le secteur industriel du Nord.
  • note de bas de page[9] Retour au paragraphe Les données de ce tableau sont celles d’un client hypothétique ayant une demande de pointe mensuelle de 5 mégawatts et un facteur de charge de 85 %, reflétant les frais de livraison et de réglementation en vigueur au T4 de 2017. Le facteur de charge est le rapport entre la quantité d’énergie utilisée sur une période donnée et l’énergie qui aurait été utilisée si le client avait eu une consommation maximale pendant toute la période. On tient pour acquis qu’un mois est composé de 30 jours.
  • note de bas de page[10] Retour au paragraphe Pour estimer le coût de distribution pour un client industriel de Toronto, on part du principe que 1 kVA est égal 1 kW, aux fins de facturation.
  • note de bas de page[11] Retour au paragraphe PHEO est basé sur une moyenne arithmétique trimestrielle (de janvier au 31 mars 2020). Le Rajustement global figurant dans le tableau est une moyenne de tous les clients de catégorie A raccordés au réseau de distribution entre janvier et mars 2020. Les deux quantités ont été ajustées pour tenir compte des pertes à l’aide du facteur de perte dans le cadre du comptage primaire de chaque distributeur.
Mis à jour : 07 juillet 2021
Date de publication : 16 mars 2021