Perspectives de planification de l'Ontario

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1 Perspectives de planification de l’Ontario Perspectives de planification de l’Ontario Rapport technique sur le réseau d’électricité préparé par la SIERE 1er SEPTEMBRE 2016

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2 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité Table des matières Avant-propos1 L’état du réseau: examen décennal 2 Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20ans  5 3.1 Perspectives en matière de demande  5 3.2 Perspectives en matière d’économies d’énergie 8 3.3 Perspectives en matière d’approvisionnement 8 3.4 Perspectives en matière de marché et d’exploitation du réseau 15 3.5 Perspectives en matière de transport et de distribution 16 3.6 Perspectives en matière d’émissions 18 3.7 Perspectives en matière de coût du réseau d’électricité 21 Conclusion22 Annexes et modules 24

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1 Perspectives de planification de l’Ontario Avant-propos 1 Le présent rapport fait suite à la demande du 10 juin 2016 émanant du ministre de l’Énergie, qui priait la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) de lui présenter, en vertu du paragraphe 25.29(3) de la Loi de 1998 sur l’électricité, un rapport technique sur la suffisance et la fiabilité des ressources en électricité de l’Ontario à l’appui de l’élaboration du plan énergétique à long terme (PELT) (voir l’annexe A). Il présente les perspectives de planification de la SIERE pour la période allant de 2016 à 2035 et une gamme de perspectives en matière de demande.

Pour l’avenir, le réseau d’électricité de l’Ontario est bien placé pour continuer de répondre aux besoins de la province tout en s’adaptant aux changements considérables observés à l’échelle du secteur. Au cours des dix dernières années, les centrales au charbon ont été remplacées par des installations de production variées – énergie éolienne, solaire et hydraulique, bioénergie, gaz naturel et énergie nucléaire (remise à neuf de centrales). Combinées avec des investissements dans l’économie d’énergie et le transport d’électricité, ces ressources : •  ont résolu les problèmes de fiabilité que l’on rencontrait il y a une dizaine d’années; •  ont réduit de plus de 80 % les émissions de gaz à effet de serre du secteur ontarien de l’électricité; •  aideront, grâce aux investissements actuellement prévus, à répondre aux besoins de la province pendant une bonne partie de la période de planification.

La mise en œuvre des politiques provinciales concernant le changement climatique, conformes au Plan d’action contre le changement climatique, à la Loi de 2016 sur l’atténuation du changement climatique et une économie sobre en carbone et à la Déclaration de Vancouver sur la croissance propre et les changements climatiques, aura une incidence sur la demande et l’approvisionnement en électricité, notamment en raison de l’électrification accrue de l’économie.

Le présent rapport donne d’abord un aperçu de l’état actuel du réseau d’électricité de l’Ontario. À la demande du ministre, il examine aussi les perspectives en matière de demande; les possibilités associées à des ressources telles que les économies d’énergie, la bioénergie, l’énergie éolienne, solaire, hydraulique et nucléaire ainsi que les nouvelles ressources énergétiques décentralisées pour répondre à cette demande; les risques associés à ces diverses ressources; et les coûts du réseau d’électricité. Le rapport examine les besoins du réseau au cours des vingt prochaines années en ce qui concerne la puissance, la fiabilité, le marché et l’exploitation du réseau ainsi que le transport et la distribution. Il présente aussi les perspectives en matière d’émissions du secteur de l’électricité.

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2 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité L’état du réseau : examen décennal 2 Les investissements faits au cours des dix dernières années ont établi une assise solide pour le réseau d’électricité de l’Ontario. Entre 2005 et 2015, l’approvisionnement en électricité a affiché une croissance nette. Plus précisément, des centrales au charbon totalisant une puissance installée de plus de 6 gigawatts (GW) ont été fermées et remplacées par des installations de production alimentées au moyen d’énergie renouvelable, de gaz naturel ou d’énergie nucléaire et de la gestion de la demande totalisant plus de 14 GW (figure 1). Ces changements ont modifié radicalement le portefeuille énergétique de la province : la part des ressources fossiles a diminué, tandis que celle des ressources non fossiles s’est accrue.

L’énergie renouvelable représente maintenant 40 % de la puissance installée de l’Ontario et assure environ un tiers de la production d’électricité provinciale. Combinée avec les ressources nucléaires, qui représentent un tiers de la puissance installée de l’Ontario et assurent près de 60 % de la production d’électricité provinciale, ces ressources non fossiles servent maintenant à produire environ 90 % de l’électricité en Ontario (figure 2).

Depuis toujours, l’électricité circule sur le réseau d’électricité – par les lignes de transport principales – à partir de grandes installations de production centrales jusqu’aux centres de consommation, mais nous observons depuis dix ans une augmentation de la production intégrée dans les réseaux de distribution de la province. De façon générale, les ressources énergétiques décentralisées englobent des sources renouvelables, comme l’énergie solaire, éolienne ou hydraulique ou la bioénergie, celles produites par des centrales de cogénération (électricité et chaleur) et celles dégagées par la gestion de la demande. L’approvisionnement découlant des installations de production intégrées raccordées au réseau de distribution était négligeable en 2005. Toutefois, dès la fin de 2015, la puissance installée de ces installations atteignait environ 3 600 mégawatts (MW)2 .

La demande mesurée sur le réseau principal de la province a diminué au cours des dix dernières années (figure 3) en raison des effets des économies d’énergie, des installations de production décentralisée, de l’évolution de la conjoncture économique et de l’établissement du prix. Figure 1 : Puissance installée en Ontario en 2005 et en 2015 Énergie nucléaire Énergiehydraulique Charbon Gaz naturel Énergie solaire ou éolienne ou bioénergie 37 % 26 % 21 % 16 %

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3 Perspectives de planification de l’Ontario 2. L’état du réseau : examen décennal La demande ontarienne sur le réseau non ajustée en fonction des conditions météo était inférieure d’environ 10 % en 2015 par rapport à celle de dix ans plus tôt : elle a été ramenée de 151 térawattheures (TWh) en 2006 à 137 TWh en 2015. L’augmentation de l’approvisionnement et la réduction de la demande ont eu pour effet d’accroître la marge de puissance de l’Ontario et d’éliminer le déficit de puissance qui existait au début des années 2000. Entre 2006 et 2015, les économies d’énergie et la gestion de la demande ont joué un rôle croissant dans la réduction de la demande d’électricité et de la demande de pointe. Grâce aux programmes d’économie d’énergie et aux modifications apportées aux codes et aux normes, la province a économisé 12,7 TWh d’électricité (figure 4)4 .

Collectivement, les initiatives de gestion de la demande ont permis de réduire la demande de pointe estivale. La demande de pointe de 27 005 MW enregistrée sur le réseau le 1er août 2006 demeure un sommet absolu à l’échelle de la province. Par comparaison, la demande de pointe sur le réseau en 2015 a été de 22 516 MW5 . La SIERE a entrepris des mesures de gestion de la demande sur le marché, où elle peut y faire appel au même titre qu’à d’autres ressources pour répondre aux besoins provinciaux. La première mise aux enchères de puissance aux fins de la gestion de la demande, qui a été tenue en décembre 2015, a permis de dégager 391,5 MW pour l’été 2016 et 403,7 MW pour l’hiver 2016-2017. Les ressources associées à la gestion de la demande ont permis de dégager environ 1,8 GW en 2015 (figure 5). Figure 3 : Demande d’électricité historique en Ontario3 Demande d’électricité (TWh) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 125 130 135 140 145 150 155 160 165 Demande brute Économies d’énergie Demande nette Production intégrée Demande réelle sur le réseau Figure 4 : Économies d’électricité associées aux économies d’énergie en 2015 Programmes Codes et normes 8,5 TWh 4,2 TWh Économies d’électricité en 2015 Figure 5 : Puissance dégagée grâce à la gestion de la demande en 2015 Peaksaver PLUS Mise aux enchères de puissance Tarification selon l’heure de consommation Initiative d’économies d’énergie en milieu industriel (IEEMI) 164 MW 526 MW 59 MW 1 000 MW Puissance dégagée grâce à la gestion de la demande en 2015 (MW) 2 00 4 00 6 00 8 00 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800 2015 3  L’énergie permettant de répondre à la « demande sur le réseau » est acheminée sur le réseau principal aux clients de gros et aux sociétés de distribution locales. La « demande nette » correspond au total de la demande sur le réseau et de la production des installations intégrées injectée sur le réseau de distribution. La « demande brute » représente l’électricité nécessaire avant les effets des économies d’énergie et reflète la demande nette après prise en compte des effets des économies.

4 Les résultats obtenus en 2015 au titre des économies d’énergie n’avaient pas encore été vérifiés au moment de la rédaction du présent rapport. 5  La demande de pointe ajustée en fonction des conditions météo s’est chiffrée à 25 162 MW en 2006 et à 23 965 MW en 2015. À moins d’indication contraire, toutes les perspectives en matière de demande indiquées dans le présent rapport se rapportent à la demande de pointe nette ajustée en fonction des conditions météo.

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4 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 2. L’état du réseau : examen décennal La capacité d’exploitation du réseau a évolué au cours des dix dernières années. Compte tenu des conditions de production excédentaire pour assurer la charge de base, la SIERE a amélioré ses processus pour maintenir l’équilibre entre l’approvisionnement et la demande en réduisant la production des installations éoliennes et solaires raccordées au réseau et en réduisant la production de réacteurs nucléaires ou en les mettant temporairement à l’arrêt. L’Initiative d’intégration des énergies renouvelables de la SIERE a mis en place un processus centralisé d’établissement de prévisions des ressources pour aider à réduire les erreurs de prévision dans le cas de la production variable. La SIERE a aussi commencé à explorer le recours au stockage d’énergie et à la gestion de la demande pour assurer des services de réglementation.

Grâce à l’abandon des centrales au charbon et à la réduction de la demande d’électricité, les émissions de gaz à effet de serre (GES) du secteur ontarien de l’électricité ont diminué de 80 % depuis 2005 (figure 6). Les émissions de carbone attribuable à ce secteur représentaient environ 4 % des quelque 7 mégatonnes d’émissions totales de GES dans la province en 2015. Un investissement accru au titre du transport a influé sur l’évolution de la quantité et de la nature de l’approvisionnement en électricité de l’Ontario au cours des dix dernières années. Cet investissement a été affecté à plusieurs fins : appuyer la politique ontarienne d’abandon des centrales au charbon, permettre l’intégration de nouvelles ressources d’énergie renouvelable, renforcer la fiabilité du réseau d’électricité à l’échelle de la province et améliorer l’accès aux marchés de l’électricité voisins. En chiffres réels, le coût total du service d’électricité a augmenté de 32 % entre 2006 et 2015, principalement en raison des nouveaux investissements dans l’infrastructure de production et de distribution7 . Il représente maintenant environ 20 milliards de dollars par an en dollars courants. Au cours de la même période, les réductions de la demande globale ont fait augmenter de 3,9 % par an le coût unitaire moyen de l’électricité en chiffres réels, qui s’établit maintenant à environ 140 $ par mégawattheure (MWh) en dollars courants. Comme il est expliqué à la section 3.7, les coûts unitaires devraient se stabiliser au cours de la période de planification. « Grâce à l’abandon des centrales au charbon et à la réduction de la demande d’électricité, les émissions de gaz à effet de serre (GES) du secteur ontarien de l’électricité ont diminué de 80 % depuis 2005. » Figure 6 : Émissions de GES du secteur de l’électricité6 Émissions de GES du secteur de l’électricité (mégatonnes d’éq. CO 2 ) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 5 10 15 20 25 30 35 40 6 Les données se rapportant aux émissions de 2015 sont estimatives. 7 L’année 2005 a été hors norme en raison des conditions météo inhabituelles et des conditions d’approvisionnement difficiles qui ont entraîné une demande très forte et des prix record sur les marchés de l’électricité.

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5 Perspectives de planification de l’Ontario Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans 3 3.1 Perspectives en matière de demande La demande d’électricité constitue le point de départ de l’évaluation des perspectives concernant le réseau d’électricité. Toute perspective en matière de demande comporte une part d’incertitude, car la demande future variera selon la conjoncture économique, la démographie, la politique et d’autres considérations (figure 7). La planification de l’électricité reconnaît explicitement les incertitudes qui entourent l’un ou l’autre de ces facteurs en prenant en compte une plage de valeurs éventuelles.

En préparant le présent rapport, la SIERE a envisagé une plage de demande d’électricité en Ontario, allant de 133 à 197 TWh en 2035, comparativement à 143 TWh en 2015 (figure 8). Cette plage se reflète dans quatre perspectives qui établissent le contexte pour les discussions et la planification intégrée à long terme. Toutes les perspectives reflètent les mesures mentionnées dans le Plan d’action contre le changement climatique récemment annoncé par le gouvernement8 .

Les quatre perspectives en matière de demande d’électricité de l’Ontario s’établissent comme suit : •  Perspective A (ou « perspective de demande plus faible »), qui explore l’incidence d’une demande d’électricité plus faible; •  Perspective B (ou « perspective de demande stable »), qui explore l’incidence d’une demande à long terme correspondant en gros à la demande actuelle; •  Perspectives C et D (ou « perspectives de demande plus élevée »), qui explorent l’incidence de demandes plus élevées en raison de différents niveaux d’électrification associés aux choix stratégiques dans le domaine du changement climatique.

La demande de pointe estivale varierait, d’une perspective à l’autre, entre 22,6 et 28,5 GW en 2035 (figure 9). La demande de pointe hivernale se chiffrerait entre 20,6 et 35,4 GW (figure 10). Selon les perspectives C et D, la demande de pointe de l’Ontario serait de nouveau enregistrée en hiver en raison de l’utilisation accrue d’électricité pour le chauffage des locaux. Figure 7 : Incertitude de la demande Plage de la demande d’électricité annuelle (TWh) 2015 2020 2025 2030 2035 80 100 120 140 160 180 200 220 8 Plan d’action quinquennal de l’Ontario contre le changement climatique 2016-2020 (juin 2016) https:/ /www.ontario.ca/fr/page/plan-daction-contre-changement-climatique.

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6 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Figure 8 : Demande d’électricité nette en Ontario selon les différentes perspectives en matière de demande 80 100 120 140 160 180 200 220 Demande d’électricité nette en Ontario (TWh) 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D Figure 9 : Demande de pointe estivale nette en Ontario selon les différentes perspectives en matière de demande 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 Demande de pointe estivale nette en Ontario (GW) 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D Figure 10 : Demande de pointe hivernale nette en Ontario selon les différentes perspectives en matière de demande Demande de pointe hivernale nette en Ontario (GW) 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D

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7 Perspectives de planification de l’Ontario 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Le tableau 1 résume les hypothèses associées aux différentes perspectives en matière de demande. En juin 2016, le gouvernement a publié son Plan d’action contre le changement climatique, qui établit plusieurs objectifs stratégiques visant à encourager une réduction de la consommation de combustibles fossiles en Ontario. Une électrification est possible dans pratiquement tous les domaines d’utilisation de l’énergie. L’électrification du secteur des transports a grandement retenu l’attention au cours des dernières années du fait qu’elle pourrait s’avérer une solution économique et propre pour remplacer les moteurs alimentés par les combustibles fossiles. Une substitution de combustible est également possible dans d’autres secteurs, en particulier dans les cas où l’on utilise principalement du mazout ou du gaz naturel. Dans un premier temps, le Plan d’action contre le changement climatique mettra l’accent sur les programmes au cours des cinq prochaines années, mais on prévoit de l’actualiser régulièrement. Chacune des quatre perspectives en matière de demande dont fait état le présent rapport reflète l’incidence que les mesures à court terme prévues dans ce programme auraient sur le secteur de l’électricité. Le rythme d’électrification crée une incertitude à long terme.

Tableau 1 : Hypothèses se rapportant aux différentes perspectives en matière de demande Secteur Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D Résidentiel (52 TWh en 2015) 48 TWh en 2035 51 TWh en 2035 Les chaudières au mazout sont remplacées par des thermopompes. Le chauffage électrique des locaux et de l’eau accapare 25 % de la part de marché des installations au gaz. (58 TWh en 2035)* Les chaudières au mazout sont remplacées par des thermopompes. Le chauffage électrique des locaux et de l’eau accapare 50 % de la part de marché des installations au gaz. (64 TWh en 2035) Commercial (51 TWh en 2015) 49 TWh en 2035 54 TWh en 2035 Les chaudières au mazout sont remplacées par des thermopompes.

Le chauffage électrique des locaux et de l’eau accapare 25 % de la part de marché des installations au gaz. (63 TWh en 2035) Les chaudières au mazout sont remplacées par des thermopompes. Le chauffage électrique des locaux et de l’eau accapare 50 % de la part de marché des installations au gaz. (69 TWh en 2035) Industriel (35 TWh en 2015) 29 TWh en 2035 35 TWh en 2035 Une consommation équivalente d’énergie électrique remplace 5 % de la consommation d’énergie fossile de 2012.

(43 TWh en 2035) Une consommation équivalente d’énergie électrique remplace 10 % de la consommation d’énergie fossile de 2012. (51 TWh en 2035) Véhicules électriques (

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8 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans 3.2 Perspectives en matière d’économies d’énergie Les quatre perspectives prennent en compte la réalisation de l’objectif de 30 TWh dès 2032 établi dans le PELT de 2013 et la cible à court terme de 8,7 TW dès 2020 établie dans le cadre intitulé Priorité à la conservation de l’énergie et le Programme d’accélération pour le secteur industriel. Une combinaison de programmes d’économies d’énergie ainsi que de codes du bâtiment et de normes relatives aux équipements (figure 11) permettra d’atteindre la cible à long terme. On devrait atteindre environ 60 % de cette cible grâce aux programmes mis en œuvre à ce jour, lesquels font partie du cadre Priorité à la conservation de l’énergie, ainsi que grâce aux codes et aux normes. Pour atteindre la cible à long terme, on présume que des programmes d’économies d’énergie continueront d’être offerts aux consommateurs lorsque le cadre aura pris fin. La conception des programmes à venir et les éléments sur lesquels ils porteront seront déterminés en fonction de la future conjoncture dans le secteur et sur le marché ainsi que de l’expérience acquise dans la mise en œuvre du cadre actuel. En juin 2016, la SIERE a mené une étude sur le potentiel réalisable pour évaluer les économies d’énergie possibles en Ontario. Elle s’est alors penchée sur les possibilités de mettre en place des programmes d’efficacité énergétique et des projets de production « derrière le compteur ». D’après l’étude, selon les hypothèses budgétaires actuelles, les sociétés de distribution locales (SDL) pourraient économiser environ 7,4 TWh d’ici 2020. L’étude a également révélé que les clients branchés aux réseaux de distribution et de transport pourraient économiser environ 19 TWh à long terme, plus précisément d’ici 2035. Avec des budgets plus élevés, on pourrait réaliser des économies supplémentaires. Les auteurs de l’étude ont examiné des mesures d’économie et des technologies actuellement à notre portée. Or, il y a lieu de croire que nous aurons accès à des technologies nouvelles, peut-être révolutionnaires, qui modifieront les perspectives concernant les économies réalisables. La SIERE continuera de mettre à jour ses évaluations pour comprendre le potentiel d’économies d’énergie afin d’en tenir compte dans ses plans d’action à venir.

Les augmentations et diminutions de la demande auront aussi une incidence sur les possibilités d’économies d’énergie. Dans le cas des perspectives de demande plus élevée, on présume que l’augmentation de la demande sera attribuable à l’électrification d’utilisations finales essentielles, par exemple le chauffage des locaux et de l’eau. En définissant ces perspectives, la SIERE a supposé que des clients remplaceraient leur chaudière au mazout ou au gaz naturel par une technologie électrique efficace, par exemple une thermopompe à l’air. Ainsi, elle a présumé que ces perspectives donneraient lieu à des économies d’énergie considérables. Il pourrait exister certaines possibilités d’économies d’énergie autres que celles déjà présumées, car elles seraient alors plus fructueuses que dans la perspective de demande stable, en particulier après 2025, alors que de nouvelles ressources seront nécessaires pour répondre à la demande. Dans ces perspectives, les programmes devraient viser à répondre aux besoins associés à la demande de pointe hivernale. Toutefois, des études supplémentaires s’imposent pour déterminer le potentiel d’économies d’énergie supplémentaires correspondant aux différentes perspectives en matière de demande. 3.3 Perspectives en matière d’approvisionnement Comme nous l’avons déjà mentionné, l’Ontario est très bien placée pour composer avec n’importe laquelle des perspectives en matière de demande exposées dans le présent rapport. Trois facteurs lui assurent cette solide position de départ : •  la puissance combinée de ressources existantes à l’heure actuelle (« ressources existantes »); •  les ressources acquises mais non encore mises en service (« ressources engagées »); •  les ressources non encore acquises ou bien acquises mais affectées à la réalisation des objectifs stratégiques du gouvernement énoncées dans le PELT de 2013 et ailleurs (« ressources affectées »). Figure 11 : Réalisations au titre des économies d’énergie et perspectives d’atteinte de l’objectif du PELT de 2013 Économies prévues grâce aux futurs programmes et codes et normes Économies prévues grâce aux programmes prévus (2016-2020) Économies récurrentes associées à d’anciens programmes (2006-2015) Codes et normes (mis en œuvre en 2016 ou ultérieurement) Code et normes (mis en œuvre en 2015 ou plus tôt) 5 10 15 20 25 30 35 Économies d’électricité associées aux économies d’énergie (TWh) 2 6 2 7 2 8 2 9 2 1 2 1 1 2 1 2 2 1 3 2 1 4 2 1 5 2 1 6 2 1 7 2 1 8 2 1 9 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 3 2 2 4 2 2 5 2 2 6 2 2 7 2 2 8 2 2 9 2 3 2 3 1 2 3 2 2 3 3 2 3 4 2 3 5

9 Perspectives de planification de l’Ontario 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Si l’on continuait d’exploiter toutes les ressources existantes après l’expiration des contrats connexes et si les centrales nucléaires remises en état, les ressources engagées et les ressources affectées entraient en service comme prévu, l’Ontario disposerait d’une puissance installée totalisant près de 43 GW d’ici 2035 (figure 12). En revanche, si l’on mettait hors service toutes les ressources existantes après l’expiration des contrats, sa puissance installée se chiffrerait alors à environ 25 GW.

Plusieurs risques pourraient influer sur l’approvisionnement disponible dans l’horizon de planification. Mentionnons le risque de retard dans la mise en œuvre, notamment pour le programme de remise en état des centrales nucléaires, ainsi que l’effet du vieillissement sur la performance du parc de production. Pourvu que les ressources prévues entrent en service et que l’on continue d’exploiter les ressources existantes, les ressources existantes, engagées et affectées de l’Ontario seraient adéquates dans la perspective de demande stable. On disposerait d’une flexibilité suffisante pour répondre à une demande plus faible ou s’adapter à de nouvelles possibilités ou priorités. Des ressources supplémentaires seraient nécessaires pour répondre à une demande plus élevée, comme dans les perspectives C et D (figure 13). 3.3.1 Perspectives en matière d’approvisionnement en cas dedemande plus faible (perspective A) L’Ontario pourrait s’adapter à une demande plus faible en ne renouvelant pas les contrats arrivant à expiration avec les installations de production. Elle pourrait aussi avoir recours à des mécanismes de sortie à l’égard de la remise à neuf des centrales nucléaires en cas de faible demande soutenue découlant d’un changement technologique structurel ou révolutionnaire. Ces mécanismes permettent d’harmoniser les futurs investissements de la province en fonction de l’évolution de ses besoins et priorités et des possibilités s’offrant à elle.

Figure 12 : Perspectives en matière de puissance installée d’ici 2035 Ressources existantes pour lesquelles le contrat est arrivé à expiration Ressources affectées Ressources engagées Centrales nucléaires remises en état Approvisionnement existant 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Puissance installée à la fin de l’année (GW) 2 1 6 2 1 7 2 1 8 2 1 9 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 3 2 2 4 2 2 5 2 2 6 2 2 7 2 2 8 2 2 9 2 3 2 3 1 2 3 2 2 3 3 2 3 4 2 3 5 « Pourvu que les ressources prévues entrent en service et que l’on continue d’exploiter les ressources existantes, les ressources existantes engagées et affectées de l’Ontario seraient adéquates dans la perspective de demande stable. On disposerait d’une flexibilité suffisante pour répondre à une demande plus faible ou s’adapter à de nouvelles possibilités ou priorités. »

10 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Figure 13 : Approvisionnement disponible en période de pointe par rapport aux besoins en ressources totaux9 Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D Ressources existantes dont le contrat arrive à expiration Ressources affectées Ressources engagées Centrales nucléaires remises en état Approvisionnement existant Apport de puissance en période de pointe estivale (GW) 2 1 6 2 1 7 2 1 8 2 1 9 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 3 2 2 4 2 2 5 2 2 6 2 2 7 2 2 8 2 2 9 2 3 2 3 1 2 3 2 2 3 3 2 3 4 2 3 5 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D Ressources existantes dont le contrat arrive à expiration Ressources affectées Ressources engagées Centrales nucléaires remises en état Approvisionnement existant Apport de puissance en période de pointe hivernale (GW) 2 1 6 2 1 7 2 1 8 2 1 9 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 3 2 2 4 2 2 5 2 2 6 2 2 7 2 2 8 2 2 9 2 3 2 3 1 2 3 2 2 3 3 2 3 4 2 3 5 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Par exemple, des contrats assurant actuellement une alimentation d’environ 18 GW arriveront à expiration d’ici 2035. Les contrats se rapportant à environ la moitié de cette alimentation, assurée par des centrales au gaz naturel, arriveront à expiration au milieu ou à la fin des années 2020. L’autre moitié de l’alimentation est assurée au moyen de ressources renouvelables (figure 14).

Dans certaines situations, l’Ontario pourrait aussi avoir recours à un mécanisme de sortie à l’égard de la remise en état des centrales nucléaires. Dans le cas de la remise en état de tranches à la centrale nucléaire Bruce, ces situations sont énoncées dans le contrat conclu entre Bruce Power et la SIERE. Il s’agit notamment de variations de l’approvisionnement ou de la demande d’électricité par suite desquelles il ne serait plus nécessaire de remettre en état les tranches restantes ou de cas où d’autres ressources permettraient d’assurer l’alimentation en électricité de façon plus économique. Ainsi, l’Ontario peut déterminer ses futurs investissements en fonction de l’évolution de ses besoins et de ses priorités ainsi que des possibilités s’offrant à elle. En outre, elle a des possibilités supplémentaires de diversifier ses engagements à l’égard de ressources d’approvisionnement, notamment le recours à des mécanismes comme la mise aux enchères de puissance. La plupart des contrats portant sur des centrales au gaz naturel et des installations de production d’énergie renouvelable ont une durée de 20 ans. Toutefois, avec un certain réinvestissement, il est possible de prolonger la durée de vie de ces centrales et installations au-delà de la période de validité des contrats connexes. De nouveaux mécanismes pour l’acquisition de puissance assureraient un meilleur équilibre des engagements à court, à moyen et à long terme, ce qui donnerait à la province la flexibilité supplémentaire voulue pour s’adapter aux changements de situation et tirer parti de l’évolution des possibilités comme il est expliqué à la section 3.3.4. 9  Les besoins en ressources totaux comprennent les ressources nécessaires pour répondre à la demande de pointe ainsi que la réserve nécessaire (afin de prendre en compte les pannes des installations de production et la variabilité de la demande attribuable aux conditions météo).

11 Perspectives de planification de l’Ontario 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Figure 14 : Puissance installée des ressources pour lesquelles les contrats arriveront à expiration Contrats arrivant à expiration – Gaz naturel Contrats arrivant à expiration – Énergies renouvelables Puissance installée (GW) 2016 – 2020 2021 – 2029 2030 – 2035 2 3 1 4 5 6 7 8 3.3.2 Perspectives en matière d’approvisionnement en cas dedemande stable (perspective B) Comme dans le cas d’une demande plus faible, plusieurs options s’offriraient à l’Ontario pour répondre à une demande stable ou affichant un taux de croissance similaire au niveau actuel. Par exemple, la province pourrait utiliser les ressources engagées et affectées existantes pourvu que les ressources prévues entrent en service et qu’elle puisse prendre des ententes pour poursuivre l’exploitation des ressources après l’expiration des contrats connexes. L’Ontario pourrait aussi répondre à une demande stable en tirant parti de l’amélioration des performances des technologies et de la diminution de leurs coûts pour remplacer les ressources existantes à l’expiration des contrats. Les nouvelles ressources pourraient alors comprendre les économies d’énergie, la gestion de la demande, les technologies d’énergies renouvelables et de stockage d’énergie, les ressources énergétiques décentralisées et les importations d’énergie propre. Comme dans le cas d’une réduction de la demande d’électricité, les contrats arrivant à expiration et les mécanismes de sortie à l’égard de la remise en état des centrales nucléaires permettraient à la province de tirer parti de toute une gamme de possibilités dans l’avenir.

Figure 15 : Approvisionnement nécessaire selon les perspectives C et D Demande d’électricité nette annuelle (TWh) 130 140 150 160 170 190 180 200 2015 2035 Perspective C 2035 Perspective D Besoins en ressources totaux (GW) 24 28 32 40 36 44 2015 2035 Perspective C 2035 Perspective D 3.3.3 Perspectives en matière d’approvisionnement en cas dedemande plus élevée (perspectives C et D) L’Ontario aurait besoin de ressources supplémentaires pour faire face à une augmentation de la demande d’électricité. Selon les perspectives C and D, la demande d’ici 2035 serait respectivement supérieure d’environ 30 et 50 TWh à celle d’aujourd’hui, soit l’équivalent d’entre 20 et 40 % de la demande d’électricité actuelle en Ontario. Les besoins en ressources pour les perspectives C et D passeraient d’environ 28 GW aujourd’hui à 34 et 41 GW respectivement (figure 15).

Comme l’illustre la figure 13, la SIERE prévoit que l’Ontario disposera de ressources suffisantes pour répondre à la demande de façon générale au cours des dix prochaines années pour toutes les perspectives. Au-delà de cette période, il y aura une incertitude accrue entourant la nécessité de nouvelles ressources, mais on devrait alors avoir accès à de nouvelles technologies supplémentaires.

12 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Une demande plus élevée pourrait rendre nécessaires des ressources supplémentaires à long terme, mais ces besoins ne devraient pas se faire sentir avant le milieu des années 2020. Toutefois, ils devraient s’accentuer considérablement au-delà de 2030. Une demande plus élevée pourrait aussi accroître le potentiel au chapitre des économies d’énergie. En effet, les économies d’énergie seraient plus fructueuses dans les perspectives prévoyant une demande plus élevée, car elles pourraient en pareil cas permettre d’éviter la construction d’une nouvelle infrastructure. Les avantages accrus tirés des économies d’énergie permettraient d’exploiter leur potentiel dans des utilisations finales existantes qui seraient autrement peu économiques et favoriserait des investissements supplémentaires dans des technologies plus efficaces, ce qui ne serait pas le cas dans les perspectives de demande plus faible.

3.3.4 Ressources d’approvisionnement On observe une multiplication des possibilités intéressantes qui s’offrent à l’Ontario pour accroître le déploiement de technologies propres, notamment les ressources énergétiques décentralisées, afin de répondre à une demande plus élevée. Ces possibilités découlent des avancées technologiques, de l’évolution des politiques et de la conception des marchés ainsi que de la mobilisation accrue des clients.

Il est important de signaler qu’aucune ressource ne permettrait à elle seule de répondre à tous les besoins des clients en tout temps (tableau 2). Selon le cas, certaines ressources servent à assurer la charge de base et d’autres, la charge de pointe. Le coût d’exploitation de certaines ressources est plus élevé mais on peut les répartir, tandis que celui d’autres est faible mais leur production est très variable. Les besoins en électricité peuvent se rapporter à un ou plusieurs types de produits ou de services comme l’énergie, la puissance, la réglementation et la modulation de la production. Le maintien d’un portefeuille énergétique varié, où les différentes ressources sont complémentaires, constitue un moyen efficace de fournir les divers services nécessaires à l’appui d’une exploitation fiable et efficace. Les caractéristiques de chacune de ces technologies actuelles sont analysées ci-après.

Économies d’énergie : Les économies d’énergie représentent une baisse de la consommation réalisée grâce à des programmes d’efficacité énergétique ainsi qu’à des codes du bâtiment et à des normes relatives à l’équipement. En tant que ressource, elles sont décrites plus en détail à la section 3.2. Les valeurs du coût unitaire moyen de l’énergie (CUME) présentées au tableau 2 reflètent la plage actuelle des coûts associés aux mesures d’économie d’énergie. Gestion de la demande : Des possibilités s’offrent aussi au chapitre des ressources de gestion de la demande (GD). Le PELT de 2013 établissait à ce titre un objectif de 10 % dès 2025 (soit environ 2,5 GW). L’énergie dégagée par les ressources en matière de gestion de la demande s’est chiffrée à environ 1,8 GW en 2015. La disponibilité de ressources de GD supplémentaires variera en fonction de la perspective concernant la demande et des autres types de charge à prévoir si la demande de pointe la plus élevée en Ontario était désormais enregistrée en hiver. Tableau 2 : Caractéristiques des technologies actuelles Puissance Énergie Réserve d’exploitation Suivi de la charge Régulation de fréquence Facteur de charge Contribution à la pointe hivernale Contribution à la pointe estivale CUME ($/MWh) Économies d’énergie Oui Oui Non Non Non Selon la mesure Selon la mesure Selon la mesure 30-50 $ Gestion de la demande Oui Non Oui Oui Limitée s.o. 60 % 85 % s.o. Énergie solaire PV Limitée Oui Non Limitée Non 15 % 5 % 30 % 140-290 $ Énergie éolienne Limitée Oui Non Limitée Non 30 % 30 % 10 % 65-210 $ Bioénergie Oui Oui Oui Limitée Non 40-80 % 90 % 90 % 160-260 $ Stockage d’énergie Oui Non Oui Oui Oui Selon la technologie ou l’application Selon la technologie ou l’application Selon la technologie ou l’application Selon la technologie ou l’application Énergie hydraulique Oui Oui Oui Oui Oui 30-70 % 75 % 71 % 120-240 $ Énergie nucléaire Oui Oui Non Limitée Non 85-95 % 90-95 % 95-99 % 120-290 $ Gaz naturel Oui Oui Oui Oui Oui Jusqu’à 65 % 95 % 89 % 80-310 $ Source : SIERE. CUME : Coût unitaire moyen de l’énergie.

13 Perspectives de planification de l’Ontario 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Énergie solaire photovoltaïque (PV) : L’énergie solaire PV est un exemple de technologie en pleine évolution. Grâce à l’amélioration de l’efficacité et de la fabrication et aux économies d’échelle croissantes, le prix des panneaux solaires PV a diminué de 70 à 80 % au cours des dix dernières années. En outre, on prévoit qu’ils continueront de diminuer dans l’avenir (figure 16) et que les applications de la technologie, par exemple des panneaux solaires PV intégrés aux bâtiments (plus précisément dans l’enveloppe des bâtiments), se diversifieront.

L’évolution constante de la technologie des installations solaires PV et la diminution de leur prix multiplieront les options s’offrant aux clients pour participer au réseau d’électricité, notamment celles offertes de concert avec d’autres technologies et systèmes, par exemple le stockage d’énergie, la gestion de la demande et les réseaux d’énergie intelligents. Le rôle que pourrait jouer l’énergie solaire PV pour répondre aux besoins en période de pointe hivernale est limité. De façon générale, la production d’énergie solaire ne concorde guère avec les demandes de pointe hivernales, qui surviennent généralement en matinée et en soirée par temps sombre. Cet état de choses devrait nous amener à examiner la façon dont on pourrait jumeler efficacement les technologies comme les installations solaires PV avec d’autres éléments utiles, par exemple le stockage d’énergie. Énergie éolienne : La technologie des éoliennes continue d’évoluer. En règle générale, la taille des éoliennes et le diamètre de leur rotor augmentent, ce qui a aidé à accroître la production d’énergie et à faire diminuer le coût unitaire. Ainsi, la superficie au sol des parcs éoliens a été réduite, car on obtient la même production avec un nombre inférieur d’éoliennes. La production moyenne d’une éolienne a triplé au cours des 20 dernières années et leur coût en fonction de la puissance installée a connu une tendance à la baisse dans le monde entier. Compte tenu de la maturité de la technologie, les coûts devraient diminuer moins rapidement que par le passé. Bioénergie : La bioénergie est produite au moyen de matières organiques. On peut brûler le combustible organique (biomasse) lui-même ou le méthane (biogaz ou gaz d’enfouissement) généré par la décomposition de matières organiques. L’Ontario dispose d’abondantes sources de bioénergie, notamment les matières résiduelles de l’exploitation forestière qu’on laisse se décomposer sur le sol de la forêt ou bien les déchets des activités de production agricole et animale, les produits dérivés des activités de transformation des aliments et les déchets municipaux des décharges et des installations de compostage ou de traitement des eaux. Plusieurs technologies de conversion en bioénergie font appel à divers procédés. Certaines technologies, par exemple celle des gaz d’enfouissement, sont bien établies, tandis que d’autres en sont encore à l’étape de la recherche. Au nombre des difficultés associées à l’exploitation de la bioénergie, mentionnons les coûts en capital relativement élevés. Les coûts des matières premières sont généralement nuls, car il s’agit de déchets. Toutefois, le transport du combustible pourrait entraîner certains coûts. Les projets peuvent bénéficier de la proximité du lieu où sont produits les intrants (par exemple une ferme ou une usine), si bien qu’ils se prêtent aux applications en milieu rural et dans les régions éloignées. Stockage d’énergie : Certaines technologies de stockage d’énergie, par exemple l’accumulation d’énergie hydraulique par pompage, sont utilisées partout dans le monde depuis plus d’un siècle, mais diverses technologies plus nouvelles, comme les volants d’inertie, les batteries et les installations de stockage d’air comprimé, gagnent en popularité. Ces technologies varient considérablement en ce qui a trait à leur ampleur, au mode de stockage de l’énergie, à la période de stockage possible et au délai de réponse. Par ailleurs, le coût de ces technologies est en baisse et il devrait continuer de diminuer. En outre, on peut les utiliser ailleurs qu’à des emplacements présentant des caractéristiques géographiques particulières et la période de développement est moins longue. Le stockage d’énergie se prête aussi à plusieurs applications, par exemple pour aider à gérer la production variable, à fournir des services au réseau principal, par exemple la régulation de fréquence ou le contrôle de la tension, ou à gérer les pannes. Figure 16 : Prévisions de coût de la puissance solaire PV installée en Ontario Installations solaires PV sur toit – secteur résidentiel (de 3 à 10 kW) Installations solaires PV sur toit – secteur commercial (100 kW) Installations solaires PV sur toit – secteur commercial (500 kW) Installations solaires PV au sol à petite échelle (500 kW) Installations solaires PV au sol commerciales (>5 MW) 2 1 6 2 1 7 2 1 8 2 1 9 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 3 2 2 4 2 2 5 2 2 6 2 2 7 2 2 8 2 2 9 2 3 2 3 1 2 3 2 2 3 3 2 3 4 2 3 5 Coût en capital de la puissance solaire PV installée en Ontario (dollars de 2015/kW) 0 $ 500 $ 1 000 $ 1 500 $ 2 000 $ 2 500 $ 3 000 $

14 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Énergie hydraulique : Les évaluations effectuées au fil des ans ont révélé un potentiel hydroélectrique appréciable restant dans la province, mais ce potentiel se trouve en majeure partie dans des régions relativement éloignées dans le nord de l’Ontario où l’accès au réseau de transport n’est pas adéquat. Tout indique que le coût d’exploitation de ce potentiel serait plus élevé que dans le passé et que l’exécution des projets prendrait plus de temps. Toutefois, l’énergie hydraulique pourrait constituer une source appréciable d’énergie sans émissions de carbone et permettrait de s’associer avec des collectivités des Premières Nations et des Métis. Le potentiel hydroélectrique restant de l’Ontario est plus grand dans le Nord, mais il y a aussi des possibilités dans le Sud, notamment en ce qui a trait à des aménagements supplémentaires sur le site d’installations de régularisation du débit de cours d’eau (barrages).

Énergie nucléaire : Les centrales nucléaires, qui permettent de fournir la charge de base sans émissions de carbone, produisent de l’électricité en continu. Toutefois, elles offrent une capacité limitée – quoique de plus en plus grande – de moduler la production en fonction de la variation de la demande (c.-à-d. suivi de la charge). Les possibilités associées aux ressources assurant la charge de base, notamment les centrales nucléaires, seront limitées proportionnellement à la croissance de la demande de base elle-même.

Le coût de construction de nouvelles centrales nucléaires augmente de façon générale et une incertitude considérable entoure cet aspect. La remise en état de tranches des centrales Darlington et Bruce va de l’avant, conformément aux principes énoncés dans le PELT de 2013. Figure 17 : Interconnexions existantes Manitoba Minnesota Iowa Wisconsin Michigan Pennsylvanie New York Québec Manitoba Minnesota Michigan Nord du Québec Sud du Québec (Ottawa) (Est) New York Niagara New York St. Lawrence On trouvera des renseignements supplémentaires sur les interconnexions existantes de l’Ontario dans le document intitulé Ontario Transmission System. http:/ /www.ieso.ca/Documents/marketReports/OntTxSystem_2016jun.pdf.

15 Perspectives de planification de l’Ontario 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Centrales au gaz : Les centrales au gaz émettent moins de GES que celles au charbon et elles peuvent servir de complément à un portefeuille énergétique à faibles émissions de carbone. Leur flexibilité considérable permet de pallier l’intermittence de la production d’énergie renouvelable. Bon nombre des technologies actuelles présentées ici pourraient aussi favoriser des importations de puissance garantie ou être déployées comme ressources énergétiques décentralisées. Importations de puissance garantie : En plus des possibilités existant au sein de la province, il est possible d’augmenter les échanges d’électricité entre l’Ontario et les provinces et États voisins. Le réseau de la province est interconnecté avec ceux de cinq de ses voisins – le Québec, le Manitoba, le Minnesota, le Michigan et l’État de New York. Ces interconnexions facilitent l’importation et l’exportation d’électricité (figure 17). Ces échanges assurent maintenant une flexibilité en matière d’exploitation et de planification et renforcent la fiabilité et la rentabilité du réseau d’électricité ontarien. La province peut aussi tirer parti des interconnexions afin d’obtenir une puissance garantie et de disposer ainsi de ressources adéquates et de l’énergie voulue pour répondre aux besoins de consommation lorsqu’elles permettent de le faire à un coût moindre (après prise en compte du transport). Par exemple, l’Ontario a récemment conclu avec le Québec une entente d’échange de puissance saisonnier pour les dix prochaines années. En vertu des modalités de cette entente, l’Ontario fournit une puissance garantie au Québec pendant l’hiver (lorsque l’excédent ontarien est à son maximum), tandis que le Québec lui en fournit pendant l’été (lorsque l’excédent québécois est à son maximum). L’instauration d’une concurrence pour la puissance assurée par des ressources se trouvant à l’extérieur de l’Ontario permet davantage de réduire les coûts et de favoriser la fiabilité. En tirant parti de l’approvisionnement à sa disposition grâce aux interconnexions existantes, l’Ontario pourrait réduire ses besoins en ressources sur son propre territoire. L’ampleur et les paramètres économiques de tout marché portant sur l’importation de puissance garantie éventuelle varieront grandement selon la nécessité d’aménager ou non une infrastructure de transport supplémentaire des deux côtés de la frontière. Ressources énergétiques décentralisées : L’évolution de la technologie et de la politique multiplie aussi les possibilités de mobilisation et de participation des clients au réseau d’électricité ontarien et elle dicte un passage à un réseau où l’électricité circule davantage dans les deux sens et une prévalence croissante des ressources énergétiques décentralisées. La relation entre la compagnie d’électricité et les clients devient plus complexe dans ce contexte, car les clients ont accès à un nombre croissant de produits et de services, dont certains sont en concurrence directe avec les services fournis par l’entreprise. Par exemple, toute une gamme de technologies énergétiques et d’électroménagers intelligents destinés au secteur résidentiel sont maintenant sur le marché et la concurrence pour devenir le fournisseur de l’écosystème de l’Internet des objets dans les habitations s’intensifie. Plusieurs collectivités élaborent maintenant des plans énergétiques communautaires et les ressources énergétiques décentralisées sont devenues un élément clé de ces plans. En outre, certaines collectivités font la promotion des ressources énergétiques décentralisées dans le contexte des activités de planification régionale en cours à la grandeur de la province. Les perspectives de demande plus élevée offrent davantage de possibilités de tirer parti des ressources énergétiques décentralisées sans délaisser d’installations, puisque le risque de sous-utilisation d’actifs pose alors moins problème. Les ressources énergétiques décentralisées peuvent aider à répondre à une demande plus élevée et à réduire la nécessité de disposer de nouvelles ressources raccordées au réseau. Elles peuvent aussi renforcer la sécurité et la résilience de l’approvisionnement, comme l’illustre l’expérience de New York pendant l’ouragan Sandy. Cette tempête a privé de courant huit millions de personnes dans l’État de New York. Dans certaines zones particulièrement touchées, la panne a duré deux semaines. Toutefois, en plein cœur de la ville de New York, l’alimentation en électricité du campus Washington Square de l’Université de New York a été maintenue grâce à un système de cogénération (électricité et chaleur) alimenté au gaz naturel de 13,4 MW installé depuis peu. En Ontario, plusieurs clients (par exemple Metrolinx) ont doté leurs installations de petits systèmes de cogénération pouvant fournir de l’électricité et de la chaleur en cas de panne du réseau électrique. Par ailleurs, les ressources énergétiques décentralisées et d’autres solutions locales suscitent un plus grand intérêt parce qu’elles favorisent une participation accrue des clients et des collectivités à la planification régionale. L’élimination des obstacles à l’adoption de ressources énergétiques décentralisées, par exemple les problèmes d’affectation des coûts et d’intégration, pourrait aider à mieux tirer parti de leurs avantages potentiels. Les programmes pilotes et les leçons apprises d’autres provinces ou États peuvent aider l’Ontario à mieux comprendre les options actuelles ou nouvelles et à déterminer les obstacles qui pourraient l’empêcher de les mettre en œuvre à grande échelle.

Une évolution vers un réseau d’électricité misant davantage sur les ressources énergétiques décentralisées pourrait entraîner des avantages, mais il faut gérer cette évolution avec soin afin d’éviter une augmentation des coûts pour les clients, l’abandon d’installations existantes ou une augmentation des émissions de GES. 3.4 Perspectives en matière de marché et d’exploitation du réseau Au cours de la période de planification, plusieurs changements prévisibles devraient rendre l’exploitation du réseau d’électricité au jour le jour de plus en plus variable et complexe. Des changements tels que le recours accru aux énergies renouvelables, dont la production est variable, et aux ressources énergétiques décentralisées, le déclassement ou la remise en état de centrales nucléaires et l’évolution du profil de la demande des clients modifieront le régime de transport de l’électricité sur le réseau principal. Il faudra mettre en place des installations, des mesures ou des outils nouveaux pour aider à maintenir la fiabilité et l’exploitabilité tout au long de cette période de transition importante.

16 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans La SIERE a réussi à intégrer plus de 6 000 MW d’énergie éolienne et solaire PV dans le réseau d’électricité ontarien. Elle a fait de grands progrès dans l’intégration de quantités appréciables d’énergies à production variable, tout en préservant la fiabilité de l’exploitation du réseau d’électricité. Elle y est parvenue au prix d’efforts, par exemple dans le cadre de l’Initiative d’intégration des installations de production d’énergie renouvelable, qui a donné lieu à une centralisation des prévisions se rapportant au parc d’installations de production variable tout en permettant de répartir leur production en fonction de la situation.

En plus de mettre au point des méthodes pour améliorer les prévisions à court terme, la SIERE prend des mesures pour maintenir la fiabilité et l’efficacité de l’exploitation dans le contexte d’un réseau d’électricité en pleine évolution. Il s’agit notamment d’augmenter la régulation de la fréquence, la flexibilité, les appareils de contrôle et l’automatisation du réseau. Une coordination accrue entre l’exploitant du réseau et les ressources intégrées, directement ou au moyen d’activités intégrées avec les SDL, pourrait aussi aider à mieux voir la situation dans le réseau de distribution et de réduire les erreurs de prévision à court terme. La capacité de suivi de la charge est possible principalement dans le cas de la production des ressources hydroélectriques, de la centrale Sir Adam Beck et des centrales au gaz naturel utilisées pour répondre à la demande de pointe et elle est suffisant à court terme. Toutefois, une flexibilité de plus en plus grande sera nécessaire avec le temps. En plus des mécanismes existants associés à l’acquisition de services accessoires, il faut prendre en compte les marchés en expansion qui permettraient une coordination en temps réel plus dynamique. Pour l’avenir, les exigences concernant la régulation et la flexibilité seront évaluées en continu, de même que le parc de ressources disponibles pour fournir ces services. Les marchés de l’électricité joueront un plus grand rôle en donnant l’assurance que l’on dispose de ressources flexibles adéquates grâce à des signaux permettant d’établir le prix et la répartition de ces services. On prévoit que de nombreux types de ressources pourront être en concurrence pour assurer la régulation ou la flexibilité, notamment des ressources comme le stockage d’énergie et l’agrégation des charges. Certaines technologies nouvelles peuvent assurer des caractéristiques d’exploitabilité que l’on ne pourrait obtenir avec certaines ressources traditionnelles, par exemple une augmentation ou une diminution très rapide de la production, ce qui pourrait permettre d’améliorer l’efficacité de la répartition actuelle de ces services.

3.5 Perspectives en matière de transport et de distribution Le tableau 3 présente les projets actuels portant sur le réseau de transport qui en sont déjà à différentes étapes de la planification et de la mise en œuvre. Aucun nouvel investissement important dans le réseau de transport ne serait nécessaire dans la perspective d’une demande d’électricité stable à laquelle on répondrait au moyen des ressources existantes et actuellement prévues. Toutefois, à mesure que la planification régionale se poursuivra à l’échelle de la province, on pourrait constater que des ressources de transport ou locales supplémentaires sont nécessaires pour répondre à des besoins régionaux particuliers.

La nécessité de remplacer les installations de transport vieillissantes au cours des années à venir offrira aussi des possibilités d’investir des montants appropriés selon l’évolution de la situation. Il pourrait s’agir de renforcer la capacité de l’équipement en cas de besoin, par exemple dans les perspectives de demande plus élevée; de la diminuer pour atténuer le risque de sous-utilisation ou d’abandon des installations; voire d’enlever de l’équipement qui n’est plus nécessaire, par exemple dans la perspective d’une demande plus faible ou dans des secteurs de la province où la demande a diminué. Ces cas peuvent aussi offrir la possibilité d’améliorer ou de reconfigurer le parc électrique pour améliorer la résilience du réseau et permettre d’intégrer des ressources à production variable et des ressources énergétiques décentralisées.

Dans les perspectives de demande plus élevée, il faudrait investir dans le réseau de transport pour permettre l’ajout de nouvelles ressources. L’aménagement de l’infrastructure de transport nécessaire pour intégrer ces ressources pourrait prendre jusqu’à dix ans. En Ontario, le potentiel de ressources d’énergies renouvelables non exploitées se trouve principalement dans des régions où la capacité de transport est limitée – il faudrait faire de nouveaux investissements dans le réseau de transport ontarien pour permettre d’exploiter des ressources supplémentaires dans la province ou d’accroître les importations provinciales. Par exemple, pour intégrer les ressources renouvelables se trouvant dans le nord de l’Ontario, on devrait renforcer la principale voie de transport entre le nord et le sud de la province, c’est-à-dire l’interconnexion Nord-Sud. Plusieurs améliorations au réseau de transport dans le nord de la province seraient nécessaires pour réduire les contraintes dans cette région. Afin de faciliter toute entente d’échange de puissance garantie éventuelle permettant des importations appréciables du Québec ou de Terre- Neuve-et-Labrador, on devrait renforcer considérablement le réseau dans l’est ontarien – mentionnons, par exemple, une nouvelle interconnexion HVDC (courant continu à haute tension) avec le poste de transformation Lennox. Pour intégrer de nouvelles ressources dans le sud-ouest de la province, il faudrait renforcer le réseau de transport, par exemple dans l’ouest du secteur de London, et se doter d’installations supplémentaires à cette fin. De même, des investissements dans de nouvelles ressources dans la région du Grand Toronto pourraient aussi nécessiter un renforcement du réseau de transport principal. À court terme, le réseau permet de gérer la demande d’électricité accrue attribuable à l’électrification. Toutefois, une augmentation de la demande de pointe locale pourrait avoir une plus grande incidence sur les SDL et les sociétés de transport.

« Au cours de la période de planification, plusieurs changements prévisibles devraient rendre l’exploitation du réseau d’électricité au jour le jour de plus en plus variable et complexe. »

17 Perspectives de planification de l’Ontario 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Tableau 3 : État d’avancement et facteurs à l’origine des projets portant sur le réseau de transport selon la perspective B10 Facteurs à l’origine des projets Projet État d’avancement Maintenir la fiabilité du réseau principal Répondre aux besoins en matière de fiabilité et de suffisance à l’échelle régionale Atteindre les objectifs établis dans le PELT de 2013 Faciliter l’interconnexion avecles provinces ouÉtats voisins Expansion de l’interconnexion Est-Ouest Entrée en service prévue en 2020. Ligne de transport jusqu’à Pickle Lake Plan terminé. Entrée en service prévue au début de 2020.

Plan de connexion des collectivités éloignées Ébauche du rapport technique publiée. Travaux d’aménagement en cours pour le raccordement de 16 collectivités. La mobilisation des collectivités se poursuit. Ligne de transport principale Nord-Ouest Hydro One réalise les premiers travaux d’aménagement pour maintenir la viabilité de l’option. Renforcement de la ligne de transport approvisionnant le comté d’Essex Entrée en service prévue en 2018. Renforcement du réseau principal dans l’ouest de la région du Grand Toronto Mise au point du plan en cours. Remise en état de la ligne de transport dans la région de Guelph Entrée en service prévue en 2016. Programme de mesures correctives dans la région de Bruce et le Nord-Ouest En élaboration. Mise en œuvre du Programme de mesures correctives pour le Nord-Ouest prévue à la fin de 2016. Mise en œuvre de celui de la région de Bruce prévue au début de 2017. Transformateurs abaisseurs de 500 à 230 kV à Clarington Entrée en service prévue en 2018. Renforcement du réseau de transport dans la région d’Ottawa Projet en cours. Entrée en service prévue en 2020.

Renforcement de la ligne de transport entre Richview et Manby Entrée en service prévue en 2020 10  À l’heure actuelle, ITC Holdings Corp propose d’aménager dans le lac Érié une ligne de transport bidirectionnelle à 1 GW, courant continu à haute tension. Cette ligne relierait directement le réseau de transport ontarien au poste de transformation Nanticoke et au marché de PJM en Pennsylvanie. Selon la proposition, l’entrée en service est prévue en 2019. Il s’agit d’un projet commercial et la SIERE n’a pas indiqué qu’il est nécessaire pour répondre aux besoins du réseau.

18 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans L’ampleur de l’incidence sur le réseau de transport et de distribution variera en fonction de la région où la demande augmentera en raison de l’électrification. Le réseau de distribution basse tension devrait être particulièrement touché. Par exemple, certains éléments de l’infrastructure de distribution ont été conçus pour permettre une charge domestique de pointe de 5 kilowatts (kW). Or, par temps froid, la consommation d’un ménage utilisant une thermopompe à l’air pourrait atteindre 15 kW. Le réseau dans son ensemble serait en mesure d’assurer l’alimentation nécessaire pour répondre à ce besoin, mais l’infrastructure de transport et de distribution dans certaines régions pourrait difficilement faire face à l’augmentation de la demande associée au remplacement rapide et généralisé d’appareils de chauffage au gaz par des appareils électriques. Par ailleurs, la recharge des véhicules électriques à domicile, dont l’incidence sur la demande de pointe pourrait aussi varier considérablement selon les habitudes des utilisateurs, risquerait de compliquer davantage la situation. Certaines SDL ont déjà commencé à examiner leur réseau pour déterminer l’incidence éventuelle d’un taux de pénétration élevé des véhicules électriques sur le réseau et les mesures à leur disposition pour gérer les nouveaux besoins de la façon la plus rentable possible. Entre autres mesures, il pourrait s’agir de privilégier les solutions axées sur la clientèle, par exemple utiliser des dispositifs de contrôle de la charge, des ressources énergétiques décentralisées et le stockage d’énergie intégrés avec les systèmes de contrôle des compagnies d’électricité locales et provinciales. L’incidence de l’électrification du chauffage des locaux, du chauffage de l’eau et des transports augmentera les besoins en électricité à la grandeur de la province, mais elle serait particulièrement marquée dans les centres urbains. Il faudra donc se pencher sur les réseaux de transport régionaux dans le cadre de la planification régionale. La pénétration accrue des ressources énergétiques décentralisées se répercutera sur les réseaux de distribution et de transport. Compte tenu du recours accru à ces ressources, plusieurs installations, outils et mesures seront nécessaires afin de maintenir la fiabilité de l’exploitation du réseau d’électricité. Dans certains cas, les technologies connexes elles-mêmes pourront aider à répondre à certains besoins. Des projets pilotes permettent d’acquérir de l’expérience et des compétences en ce qui a trait à ces ressources dans le secteur. En collaboration avec les sociétés de transport et les SDL, on pourrait concevoir des stratégies et des options concernant l’utilisation de ressources énergétiques décentralisées pour résoudre les problèmes locaux.

3.6 Perspectives en matière d’émissions En raison de l’abandon des centrales au charbon, les émissions de carbone du parc électrique ontarien sont maintenant principalement attribuables aux centrales au gaz naturel. Avec l’entrée en service d’installations de production d’énergie renouvelable supplémentaires, les émissions devraient continuer de diminuer au cours des cinq prochaines années. Par la suite, les émissions dépendront de la demande d’électricité et de l’ampleur du remplacement de la production de la filière gaz.

Dans la perspective d’une demande stable, les émissions augmenteraient légèrement après la mise hors service de la centrale nucléaire Pickering, mais elles demeureraient nettement inférieures aux niveaux historiques et relativement stables jusqu’en 2035 (figure 18). Quand le programme de plafonnement et d’échange ontarien entrera en vigueur en 2017, le prix du carbone se reflétera sur le prix de l’électricité de gros lorsqu’il aura une incidence sur le coût de production des centrales au gaz. Le prix du carbone sur le marché ontarien s’appliquera aussi aux importations d’électricité, si bien que les producteurs de la province seront sur un pied d’égalité dans le marché de la SIERE, et il aura pour effet de réduire les importations d’électricité de sources émettant davantage de GES. Par ailleurs, toutes choses étant égales par ailleurs, les importations ontariennes venant de provinces ou d’État où les sources d’électricité n’émettent pas de GES, comme le Québec, pourraient augmenter. En revanche, l’ajout du prix du carbone pour les producteurs ontariens utilisant des sources qui émettent des GES réduirait les exportations d’électricité produite dans les centrales au gaz et, par le fait même, les émissions de GES de l’Ontario. L’incidence de cet état de choses varierait selon que la province ou l’État importateur aurait ou non une tarification du carbone similaire à celle retenue par l’Ontario et le Québec. Dans les perspectives de demande plus élevée, l’incidence des émissions de carbone variera en fonction de l’ampleur de l’utilisation de la filière gaz naturel pour répondre à la demande supplémentaire. Les centrales de cogénération (électricité et chaleur) existantes alimentées au gaz naturel permettent d’accroître grandement la production d’énergie en cas de besoin. Toutefois, une utilisation accrue de ces centrales aurait pour effet d’accroître les émissions. C’est pourquoi, dans le présent rapport, nous analysons les perspectives de demande plus élevée en présumant des émissions de GES du secteur de l’électricité faibles ou en baisse. « À court terme, le réseau permet de gérer la demande d’électricité accrue attribuable à l’électrification. Toutefois, une augmentation de la demande de pointe locale pourrait avoir une plus grande incidence sur les SDL et les sociétés de transport ] Le réseau de distribution basse tension devrait être particulièrement touché. »

19 Perspectives de planification de l’Ontario 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Figure 18 : Émissions de GES du secteur de l’électricité selon la perspective B Émissions de GES du secteur de l’électricité (mégatonnes d’éq. CO 2 ) 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 5 10 15 20 25 30 35 40 Figure 19 : Coût total du service d’électricité selon la perspective B Coût total du service d’électricité selon la perspective B (milliards de dollars de 2016) 2 1 6 2 1 7 2 1 8 2 1 9 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 3 2 2 4 2 2 5 2 2 6 2 2 7 2 2 8 2 2 9 2 3 2 3 1 2 3 2 2 3 3 2 3 4 2 3 5 18 $ 19 $ 20 $ 21 $ 22 $ Figure 20 : Coût unitaire moyen du service d’électricité selon la perspective B Coût unitaire moyen du service d’électricité selon la perspective B Demande d’électricité nette selon la perspective B Demande d’électricité nette (TWh) Coût unitaire moyen du service d’électricité (dollars de 2016/MWh) 2 1 6 2 1 7 2 1 8 2 1 9 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 3 2 2 4 2 2 5 2 2 6 2 2 7 2 2 8 2 2 9 2 3 2 3 1 2 3 2 2 3 3 2 3 4 2 3 5 20 60 100 140 40 80 120 160 0 $ 20 $ 60 $ 100 $ 140 $ 40 $ 80 $ 120 $ 160 $

20 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Figure 21 : Coût du service d’électricité selon les différentes perspectives en matière de demande Coût total du service d’électricité en 2035 (milliards de dollars de 2016) 16 18 24 26 28 20 22 30 Perspective B Perspective C Perspective D Perspective A Coût unitaire moyen du service d’électricité en 2035 (dollars de 2016/MWh) 110 140 150 120 130 160 Demande d’électricité nette en 2035 (TWh) Perspective B Perspective C Perspective D Perspective A 40 20 60 80 100 160 180 120 140 200

21 Perspectives de planification de l’Ontario 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans 3.7 Perspectives en matière de coût du réseau d’électricité Le coût total du service d’électricité dans l’horizon de planification variera en fonction de l’augmentation de la demande, du coût d’exploitation du réseau existant et des investissements nécessaires au titre de nouvelles ressources pour répondre aux besoins éventuels.

Dans la perspective d’une demande stable, ce coût se chiffrerait en moyenne à environ 21 milliards de dollars par an (dollars de 2016) au cours des dix prochaines années. On estime qu’il diminuerait par la suite pour s’établir à environ 19 milliards de dollars par an dès 2035 (figure 19). Les hypothèses posées concernant les réductions de coûts reposent sur le fait que l’on s’attend à des revenus moins élevés pour les producteurs dont les contrats sont arrivés à expiration, mais qui poursuivent leur exploitation à des coûts inférieurs aux tarifs prévus au contrat existant.

Le coût unitaire moyen du service d’électricité diminue de 0,3 % par an en moyenne (dollars de 2016) sur la période de 20 ans. Des investissements soutenus donnent lieu à une augmentation moyenne de 0,4 % par an au cours des dix premières années de la perspective (figure 20), mais le prix unitaire diminuera au cours des dix dernières années en raison des investissements moindres dans les ressources en électricité. Dans les perspectives de demande plus élevée, il faudrait investir des montants supplémentaires dans de nouvelles ressources (économies d’énergie, production et transport) pour répondre à la demande accrue (demande de pointe et énergie) et maintenir les émissions à un niveau similaire à celui associé à la perspective de demande stable. L’augmentation du coût annuel du service d’électricité d’ici 2035 serait de l’ordre d’environ 4 à 10 milliards de dollars (dollars de 2016) (figure 21). Toutefois, il s’ensuivrait une augmentation de la consommation d’énergie dans la province. Ainsi, le coût unitaire moyen du service d’électricité serait similaire à celui associé à la perspective de demande stable.

« Les centrales de cogénération (électricité et chaleur) existantes alimentées au gaz naturel permettent d’accroître grandement la production d’énergie en cas de besoin. Toutefois, une utilisation accrue de ces centrales aurait pour effet d’accroître les émissions. »

22 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité Conclusion 4 Grâce aux mesures prises au cours des dix dernières années, l’Ontario est bien placée pour répondre à ses besoins dans l’avenir. Toutefois, le secteur de l’électricité provincial subira un changement profond au cours des 20 prochaines années alors qu’il ira de l’avant pour atteindre les cibles en matière d’économies d’énergie et de gestion de la demande, gérera la remise en état de centrales nucléaires et mettra en service les ressources d’approvisionnement engagées et affectées restantes, tout en faisant face à l’incidence de l’évolution technologique rapide et à l’effet sur la demande des politiques gouvernementales sur le changement climatique.

Pour l’avenir, la SIERE a e envisagé divers scénarios concernant la demande d’électricité à long terme et des options pour réagir en conséquence. On observe à la grandeur du secteur une évolution des politiques, de la technologie et des marchés ainsi que la mobilisation croissante des clients, notamment dans le domaine des technologies à faibles émissions de carbone et des ressources énergétiques décentralisées. Les ressources en électricité visées par des contrats arrivant à expiration, les mécanismes de sortie à l’égard de la remise en état de centrales nucléaires et les installations de transport vieillissantes à remplacer confèrent à l’Ontario la flexibilité voulue pour tirer parti des options qui se présentent. Il faudra déployer des efforts soutenus afin que l’Ontario soit bien placée pour tirer parti des possibilités à venir et atténuer les risques. À cet égard, on doit prendre en compte les aspects suivants : •  Maintien d’une bonne connaissance de la situation : Il faut suivre de près les faits nouveaux au chapitre de la technologie et des politiques ainsi que l’information concernant les facteurs de risque pour le secteur, par exemple l’incertitude entourant la demande et la disponibilité des ressources. Des relations suivies et proactives avec les participants, les collectivités, les clients et les intervenants du secteur aideraient à bien connaître la situation.

•  Évaluation intégrée des possibilités et des risques : Il est important de prendre en compte les différentes possibilités dans le contexte des vastes réseaux et de soupeser les avantages et les risques. Une évaluation intégrée des options permet de mieux comprendre les synergies et les obstacles éventuels et les exigences associées à la mise en œuvre. •  Élimination des obstacles : Il est possible que des obstacles entravent le déploiement ou l’acquisition de nouvelles technologies ou l’adoption de nouvelles approches. Les cadres réglementaires et les procédés d’acquisition devraient continuer d’évoluer en fonction de l’évolution de la situation et des technologies.

Dans les perspectives de demande plus élevée présentées par la SIERE, divers moyens permettraient de réagir à l’électrification d’utilisations finales à l’appui de mesures de lutte contre le changement climatique. L’Ontario aurait besoin de ressources en électricité supplémentaires pour répondre à la demande accrue, mais diverses options sont à sa disposition, notamment des ressources énergétiques décentralisées et un renforcement des économies d’énergie. On pourrait répondre à la demande accrue en ayant recours à des moyens qui permettraient de maintenir les réductions récentes des émissions du secteur de l’électricité, tout en réduisant considérablement les émissions de carbone dans l’ensemble de l’économie – remplacement

23 Perspectives de planification de l’Ontario 4. Conclusion La SIERE a amorcé des discussions avec les intervenants et des groupes communautaires clés et elle les a invités à exprimer leur opinion concernant le présent rapport par l’intermédiaire de son Comité consultatif des intervenants. Elle a affiché sur la page de son site Web consacrée à ce comité les commentaires écrits reçus ainsi que des documents montrant qu’elle a pris en compte les opinions exprimées. La SIERE souhaite remercier les membres du Comité consultatif des intervenants ainsi que les nombreux intervenants et groupes communautaires qui ont participé à ces discussions.

accru des appareils alimentés aux combustibles fossiles par des appareils électriques pour le chauffage des locaux et de l’eau dans les secteurs résidentiel et commercial, utilisation de véhicules légers et du transport en commun et de certaine applications industrielles. Les possibilités de croissance de la demande attribuable à l’électrification font ressortir les difficultés associées à l’envergure et à l’intégration susceptibles de découler de besoins nettement plus grands. Par exemple, l’ampleur de la croissance associée aux perspectives C et D dépasserait la contribution que pourrait apporter toute ressource en électricité à elle seule. Pour faire face à une telle augmentation de la demande d’électricité, il faudrait déployer de façon cordonnée plusieurs options à faibles émissions de carbone.

La mise en place de ressources à faibles émissions de carbone pour répondre à une demande plus élevée nécessiterait aussi des investissements considérables dans le réseau de transport d’électricité ontarien. En outre, l’électrification et l’augmentation des ressources énergétiques centralisées rendraient nécessaires des investissements considérables au niveau de la distribution.

L’envergure, le coût et les difficultés pratiques de la mise en œuvre d’options permettant de réagir à une électrification accrue font ressortir davantage l’importance des économies d’énergie pour modérer l’augmentation de la demande d’électricité. En cas de forte électrification, il serait essentiel de saisir ces possibilités d’économies d’énergie. Au moment de prendre des décisions concernant l’approvisionnement, il faudrait prendre en compte les activités d’aménagement du réseau de transport, notamment pour intégrer les ressources dans le nord de l’Ontario et exploiter le potentiel des ressources dans l’est et le sud-ouest de la province.

Des nouveaux investissements considérables s’imposeraient pour répondre à la demande élevée prévue dans les perspectives C et D. Toutefois, compte tenu de l’augmentation de la consommation d’énergie, le coût unitaire moyen du service d’électricité demeurerait similaire à celui associé à une demande stable. Bref, pour répondre à la demande accrue découlant de l’électrification, l’Ontario dispose de diverses options qui entraîneraient une réduction appréciable des émissions de carbone à l’échelle de l’économie. En s’attaquant aux problèmes de planification connexes, la SIERE se fait un devoir d’appuyer les consultations du ministère pendant l’élaboration du nouveau PELT.

24 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité Annexes et modules 5 Annexes Annexe A : Lettre du ministre de l’Énergie à la SIERE concernant le rapport technique (10 juin 2016) Annexe B : Tableaux de données pour le rapport technique au Cabinet de la Première ministre Modules Les modules ci-après (en anglais seulement) sont affichés sur le site Web de la SIERE (ieso.ca) : Module 1 : State of the Electricity System: 10-Year Review Module 2 : Demand Outlook Module 3 : Conservation Outlook Module 4 : Supply Outlook Module 5 : Market and System Operations & Transmission and Distribution Outlook Module 6 : Emissions Outlook Module 7 : Electricity System Cost Perspective

25 Perspectives de planification de l’Ontario

Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 1600-120, rue Adelaide Ouest Toronto (Ontario) M5H 1T1 Téléphone : 905.403.6900 Numéro sans frais : 1.888.448.777 Courriel : customer.relations@ieso.ca @IESO_Tweets OntarioIESO linkedin.com/company/ieso ieso.ca

…/cont’d Ministry of Energy Office of the Minister 4th Floor, Hearst Block 900 Bay Street Toronto ON M7A 2E1 Tel.: 416-327-6758 Fax: 416-327-6754 Ministère de l’Énergie Bureau du ministre 4e étage, édifice Hearst 900, rue Bay Toronto ON M7A 2E1 Tél. : 416 327-6758 Téléc. : 416 327-6754 Friday June 10, 2016 Mr. Bruce Campbell President and Chief Executive Officer Independent Electricity System Operator 1600–Adelaide Street West Toronto ON M5H 1T1 Dear Mr. Campbell, RE: IESO Technical Report The Government of Ontario plans to issue a new Long-Term Energy Plan (LTEP) that will set out and balance Ontario’s goals of cost-effectiveness; reliability; clean energy; community and indigenous engagement; and emphasis on conservation and demand management. As you know, Bill 135, the Energy Statute Law Amendment Act, 2016, has received Royal Assent. To support the development of the LTEP, we anticipate that the IESO will submit a technical report on the adequacy and reliability of Ontario’s electricity resources, pursuant to section 25.29(3) of the Electricity Act, 1998, as that section will be amended (the “Act”).

The technical report shall provide a ten-year review (2005-2015) and a twenty year forecast (2016-2035) of the electricity system with respect to: • Costs of the electricity system • Conservation • Demand • Supply resources including electricity storage • Capacity • Reliability • Market and System Operations • Transmission and Distribution • Air emissions from the electricity sector The forecasts shall consider existing supply commitments and directions, as well as other related government commitments, including, but not limited to, the recently released Climate Change Action Plan, the Climate Change Mitigation and Low-Carbon Economy Act, 2016, and the Vancouver Declaration.

Annexe A

-2- The technical report will provide an objective baseline and help facilitate the formal consultation process for the development of the LTEP. In accordance with the Act, the technical report will be posted on a publicly-accessible Government of Ontario website. Consistent with the Open Data Directive, datasets and key assumptions used to develop the technical report will also be made available to the public. I encourage you to work with my staff to ensure the technical report and underlying data meet Web Content Accessibility Guidelines.

The Act will require the technical report to be posted publicly prior to the Ministry undertaking any LTEP consultations. I therefore request that the report be submitted to the Ministry no later than September 1, 2016. If you should have any questions about this request or require further clarity, please do not hesitate to contact me. Sincerely, Bob Chiarelli Minister c: Tim O’Neill, Chair, Independent Electricity System Operator Serge Imbrogno, Deputy Minister, Ministry of Energy Independent Electricity System Operator Board Members Independent Electricity System Operator Stakeholder Advisory Committee

Tableau de données pour le rapport technique à l’inten6on du cabinet de la première ministre de l’Ontario Septembre 2016

2 Figure 1 : Puissance installée en Ontario en 2005 et en 2015

3 MW 2005 2015 Énergie nucléaire 11 397 13 014 Gaz naturel 4 976 9 852 Énergie hydraulique 7 910 8 768 Énergie solaire ou éolienne ou bioénergie 134 7 068 Charbon 6 434 0 Ges6on de la demande 0 690 Données pour la figure 1 : Puissance installée en Ontario en 2005 et en 2015

Figure 2 : Produc6on d’électricité en Ontario en 2005 et en 2015 4

5 TWh 2005 2015 Énergie nucléaire 79,0 92,3 Gaz naturel 12,9 1,9 Énergie hydraulique 34,0 37,3 Énergie solaire ou éolienne ou bioénergie 0,3 14,2 Charbon 30,0 0,0 Données pour la figure 2 : Produc6on d’électricité en Ontario en 2005 et en 2015

Figure 3 : Demande d’électricité historique en Ontario 6 La demande brute représente la demande d’électricité totale en Ontario avant prise en compte des effets des programmes d’économies d’énergie. La demande ne:e représente la demande d’électricité brute en Ontario après prise en compte des effets des programmes d’économies d’énergie. La demande sur le réseau représente la demande d’électricité ne:e en Ontario après déduction de la demande comblée au moyen de la production intégrée. Elle équivaut à l’électricité fournie par le réseau principal aux clients de gros et aux sociétés de distribution locales.

Données pour la figure 3 : Demande d’électricité historique en Ontario 7 TWh 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Demande brute 158,8 154,4 157,3 154,7 146,0 149,9 151,0 152,3 153,8 156,2 155,8 Économies d’énergie 0,0 1,6 3,5 4,0 4,9 5,4 6,7 7,9 8,9 11,3 12,8 Demande neQe 158,8 152,8 153,8 150,6 141,1 144,5 144,3 144,5 144,8 144,9 143,0 Produc6on intégrée 1,8 1,7 1,6 2,0 2,0 2,3 2,8 3,2 4,1 5,1 6,0 Demande réelle sur le réseau 157,0 151,1 152,2 148,7 139,2 142,2 141,5 141,3 140,7 139,8 137,0

Figure 4 : Économies d’électricité associées aux économies d’énergie en 2015 8

Figure 5 : Puissance dégagée grâce à la ges6on de la demande en 2015 9 La gestion de peaksaver PLUS et de la mise aux enchères de puissance peut être confiée aux exploitants de réseau. On considère que ces programmes représentent des ressources d’approvisionnement totalisant 690 MW. La tarification selon l’heure de consommation et l’Initiative d’économies d’énergie en milieu industriel reflètent la réponse des clients aux tarifs. L’effet de ces programmes est pris en compte dans la demande ne:e prévue.

Données pour la figure 5 : Puissance dégagée grâce à la ges6on de la demande en 2015 10 Catégorie MW Tarifica6on selon l’heure de consomma6on 59 Ini6a6ve d’économies d’énergie en milieu industriel (IEEMI) 1 000 peaksaver PLUS 164 Mise aux enchères de puissance 526

Figure 6 : Émissions de GES du secteur de l’électricité 11 Remarque : Les données se rapportant aux émissions de 2015 sont estimatives.

Données pour la figure 6 : Émissions de GES du secteur de l’électricité 12 MT d’éq. CO2 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Émissions de GES du secteur de l’électricité 34,5 29,9 32,9 27,4 14,9 19,8 14,2 14,2 10,9 7,1 7,1

Figure 8 : Demande d’électricité neQe en Ontario selon les différentes perspec6ves en ma6ère de demande 13

Données pour la figure 8 : Demande d’électricité neQe en Ontario selon les différentes perspec6ves en ma6ère de demande 14 Électricité (TWh) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Perspec6ve A 142,5 143,0 141,9 140,6 138,9 137,7 136,1 135,0 134,1 133,5 132,5 Perspec6ve B 142,5 143,4 142,9 142,7 142,2 142,2 141,7 141,6 141,5 141,7 141,5 Perspec6ve C 142,5 143,5 143,2 143,7 144,2 145,1 145,6 146,6 147,7 149,3 150,4 Perspec6ve D 142,5 143,5 143,2 144,3 145,3 146,9 148,1 149,9 151,9 154,4 156,5 Électricité (TWh) 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Perspec6ve A 131,7 131,2 131,0 130,8 130,7 130,7 131,0 131,5 132,3 133,4 Perspec6ve B 141,2 141,5 142,1 142,4 142,8 143,3 144,0 145,0 146,3 147,8 Perspec6ve C 151,7 153,5 155,9 158,0 160,5 163,1 166,2 169,4 173,1 177,1 Perspec6ve D 158,8 161,7 165,3 168,6 172,4 176,3 181,0 185,6 191,0 196,7

Figure 9 : Demande de pointe es6vale neQe en Ontario selon les différentes perspec6ves en ma6ère de demande 15

Données pour la figure 9 : Demande de pointe es6vale neQe en Ontario selon les différentes perspec6ves en ma6ère de demande 16 Demande de pointe esHvale (MW) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Perspec6ve A 23 965 23 971 23 900 23 705 23 465 23 216 23 029 22 879 22 777 22 628 22 568 Perspec6ve B 23 965 24 046 24 083 24 041 23 993 23 916 23 889 23 881 23 890 23 868 23 918 Perspec6ve C 23 965 24 048 24 088 24 108 24 124 24 112 24 152 24 216 24 298 24 353 24 486 Perspec6ve D 23 965 24 048 24 088 24 166 24 242 24 291 24 393 24 520 24 667 24 788 24 987 Demande de pointe esHvale (MW) 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Perspec6ve A 22,453 22,372 22,295 22,292 22,258 22,231 22,198 22,317 22,436 22,586 Perspec6ve B 23,882 23,918 23,940 24,030 24,082 24,133 24,171 24,369 24,568 24,792 Perspec6ve C 24,549 24,680 24,804 25,049 25,550 26,022 26,199 26,551 26,902 27,276 Perspec6ve D 25,446 25,921 26,124 26,410 26,667 26,937 27,197 27,633 28,071 28,532

Figure 10 : Demande de pointe hivernale neQe en Ontario selon les différentes perspec6ves en ma6ère de demande 17

Données pour la figure 10 : Demande de pointe hivernale neQe en Ontario selon les différentes perspec6ves en ma6ère de demande 18 Demande de pointe hivernale (MW) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Perspec6ve A 22 159 22 093 22 020 21 825 21 574 21 338 21 143 20 976 20 864 20 694 20 602 Perspec6ve B 22 159 22 140 22 143 22 072 21 985 21 898 21 841 21 799 21 778 21 718 21 718 Perspec6ve C 22 159 22 190 22 251 22 315 22 395 22 501 22 661 22 863 23 105 23 326 23 626 Perspec6ve D 22 159 22 190 22 251 22 385 22 560 22 783 23 083 23 442 23 862 24 273 24 779 Demande de pointe hivernale (MW) 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Perspec6ve A 20 483 20 394 20 315 20 316 20 295 20 282 20 260 20 375 20 488 20 622 Perspec6ve B 21 659 21 668 21 672 21 746 21 794 21 844 21 875 22 052 22 229 22 422 Perspec6ve C 23 911 24 265 24 633 24 513 25 085 25 695 26 330 27 185 28 144 29 167 Perspec6ve D 24 742 25 492 26 277 27 226 28 296 29 451 30 683 32 158 33 716 35 379

Figure 11 : Réalisa6ons au 6tre des économies d’énergie et perspec6ves d’aQeinte de l’objec6f du PELT de 2013 19

Données pour la figure 11 : Réalisa6ons au 6tre des économies d’énergie et perspec6ves d’aQeinte de l’objec6f du PELT de 2013 20 Économies d’électricité associées aux économies d’énergie (TWh) 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Code et normes (mis en œuvre en 2015 ou plus tôt) - 0,1 0,2 0,3 0,5 1,0 1,6 1,8 3,1 4,2 Codes et normes (mis en œuvre en 2016 ou ultérieurement - Économies récurrentes associées à d’anciens programmes (2006-2015) 1,6 3,4 3,9 4,6 5,0 5,7 6,3 7,1 8,1 8,6 Économies prévues grâce aux programmes prévus (2016-2020 - Économies prévues grâce aux futurs programmes et codes et normes - Économies d’électricité associées aux économies d’énergie (TWh) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Code et normes (mis en œuvre en 2015 ou plus tôt) 5,2 6,3 6,9 7,3 7,4 7,4 7,4 7,5 7,5 7,5 Codes et normes (mis en œuvre en 2016 ou ultérieurement) 0,0 0,0 0,2 0,3 0,4 0,6 0,9 1,4 1,8 2,2 Économies récurrentes associées à d’anciens programmes (2006-2015) 7,5 6,4 5,7 5,5 4,9 4,4 3,6 3,1 2,1 1,9 Économies prévues grâce aux programmes prévus (2016-2020) 1,6 3,3 5,0 6,4 7,9 8,0 7,8 7,7 7,3 6,8 Économies prévues grâce aux futurs programmes et codes et normes - 0,6 1,3 1,8 3,0 3,9 Économies d’électricité associées aux économies d’énergie (TWh) 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Code et normes (mis en œuvre en 2015 ou plus tôt) 7,5 7,6 7,6 7,7 7,8 7,8 7,8 7,8 7,9 7,9 Codes et normes (mis en œuvre en 2016 ou ultérieurement) 2,6 3,0 3,4 4,1 4,8 5,4 6,0 6,4 6,7 7,0 Économies récurrentes associées à d’anciens programmes (2006-2015) 1,4 0,9 0,4 0,3 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 Économies prévues grâce aux programmes prévus (2016-2020) 6,6 6,4 6,2 5,7 4,8 4,3 4,0 3,7 3,4 3,0 Économies prévues grâce aux futurs programmes et codes et normes 5,5 6,7 8,1 9,1 10,5 11,5 12,4 12,4 12,6 12,8

Figure 12 : Perspec6ves en ma6ère de puissance installée d’ici 2035 21

Données pour la figure 12 : Perspec6ves en ma6ère de puissance installée d’ici 2035 22 Puissance installée (MW) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Approvisionnement existant 38 417 37 868 37 711 37 342 35 471 34 589 34 452 29 569 28 784 25 920 Ressources engagées 1 078 1 678 2 655 2 811 3 194 3 194 3 230 3 229 3 244 3 244 Ressources affectées 0 125 433 683 683 963 1 563 2 081 2 354 2 867 Ressources existantes pour lesquelles le contrat est arrivé à expira6on 32 581 738 1 106 1 84 1 284 1 420 3 611 4 397 4 425 Centrales nucléaires remises en état 0 0 0 0 881 881 881 1 762 3 465 4 346 Puissance installée (MW) 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Approvisionnement existant 24 067 23 953 21 604 17 763 15 319 14 418 13 635 12 607 10 565 9 509 Ressources engagées 3 244 3 244 3 244 3 239 3 238 3 021 3 021 2 991 2 696 2 517 Ressources affectées 2 955 2 955 3 133 3 133 3 133 3 133 3 133 3 133 3 133 3 133 Ressources existantes pour lesquelles le contrat est arrivé à expira6on 5 455 5 568 7 112 10 957 12 579 13 697 14 480 15 539 17 876 19 111 Centrales nucléaires remises en état 5 127 5 127 5 900 6 722 6 722 7 544 7 544 8 366 8 366 8 366

Figure 13a : Approvisionnement disponible en période de pointe es6vale par rapport aux besoins en ressources totaux 23

Données pour la figure 13a : Approvisionnement disponible en période de pointe es6vale par rapport aux besoins en ressources totaux 24 Apport de puissance en période de pointe esHvale (MW) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Approvisionnement existant 30 122 28 724 28 644 28 436 26 473 25 592 25 474 20 633 19 929 17 087 Centrales nucléaires remises en état 0 0 0 0 878 878 878 1 756 3 453 3 453 Ressources engagées 183 899 1 305 2 147 2 360 2 427 2 451 2 451 2 452 2 452 Ressources affectées 0 17 199 318 136 255 315 587 807 1 076 Ressources existantes dont le contrat arrive à expira6on 31 477 557 765 1 032 1 043 1 161 3 340 4 045 4 056 Apport de puissance en période de pointe esHvale (MW) 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Approvisionnement existant 15 695 15 647 14 803 11 737 9 733 8 819 8 264 8 041 7 640 7 281 Centrales nucléaires remises en état 5 084 5 084 5 851 5 851 6 670 6 670 7 488 7 488 8 307 8 307 Ressources engagées 1 952 1 952 1 952 1 950 1 949 1 823 1 752 1 746 1 726 1 701 Ressources affectées 1 139 1 139 1 260 1 260 1 260 1 260 1 260 1 260 1 260 1 260 Ressources existantes dont le contrat arrive à expira6on 4 630 4 678 4 720 7 789 8 975 10 015 10 641 10 870 11 291 11 674 Besoins en ressources en période de pointe esHvale (MW) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Perspec6ve A 28 070 28 130 27 711 27 383 28 186 27 944 27 769 27 649 27 475 26 953 Perspec6ve B 28 157 28 345 28 104 28 000 29 006 28 950 28 941 28 951 28 925 28 505 Perspec6ve C 28 137 28 183 28 207 28 225 29 212 29 258 29 332 29 429 29 493 29 648 Perspec6ve D 28 137 28 183 28 275 28 363 29 421 29 540 29 689 29 861 30 002 30 235 Besoins en ressources en période de pointe esHvale (MW) 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Perspec6ve A 26 821 26 728 26 639 26 636 26 597 26 565 26 527 26 664 25 802 25 973 Perspec6ve B 28 465 28 505 28 531 28 635 28 694 28 753 28 796 29 024 28 253 28 510 Perspec6ve C 29 723 29 876 30 021 30 307 30 894 31 445 31 653 32 065 31 476 31 912 Perspec6ve D 30 772 31 327 31 566 31 900 32 200 32 517 32 821 33 331 32 843 33 383

Figure 13b : Approvisionnement disponible en période de pointe hivernale par rapport aux besoins en ressources totaux 25

Données pour la figure 13b : Approvisionnement disponible en période de demande de pointe hivernale par rapport aux besoins en ressources totaux 26 Apport de puissance en période de pointe hivernale (MW) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Approvisionnement existant 29 268 28 448 28 239 28 114 26 209 26 088 25 091 20 803 20 757 17 165 Centrales nucléaires remises en état 0 0 0 0 0 878 878 878 1 756 3 453 Ressources engagées 0 0 314 349 1 279 1 587 1 587 1 614 1 613 1 617 Ressources affectées 0 0 2 99 157 8 49 200 389 617 Ressources existantes dont le contrat arrive à expira6on 31 151 512 637 846 975 1 093 3 234 3 282 4 043 Apport de puissance en période de pointe hivernale (MW) 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 Approvisionnement existant 16 567 15 633 15 579 13 493 10 445 8 474 8 236 7 741 7 492 6 922 Centrales nucléaires remises en état 3 453 5 084 5 084 5 851 6 670 6 670 7 488 7 488 8 307 8 307 Ressources engagées 2 117 2 117 2 117 2 114 2 113 2 113 1 906 1 902 1 895 1 790 Ressources affectées 807 873 856 1 001 1 001 1 001 1 001 1 001 1 001 1 001 Ressources existantes dont le contrat arrive à expira6on 4 641 4 755 4 826 6 097 9 146 10 298 10 744 11 242 11 498 12 173 Besoins en ressources en période de pointe hivernale (MW) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Perspec6ve A 25 870 25 917 25 514 25 176 25 987 25 737 25 542 25 411 25 212 24 693 Perspec6ve B 25 926 26 063 25 802 25 657 26 643 26 554 26 505 26 480 26 411 25 975 Perspec6ve C 25 962 26 033 26 108 26 202 27 326 27 514 27 749 28 033 28 292 28 643 Perspec6ve D 25 962 26 033 26 191 26 395 27 656 28 007 28 428 28 918 29 399 29 992 Besoins en ressources en période de pointe hivernale (MW) 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Perspec6ve A 24 555 24 453 24 363 24 364 24 339 24 325 24 299 24 431 23 561 23 715 Perspec6ve B 25 908 25 919 25 922 26 008 26 063 26 120 26 156 26 359 25 563 25 785 Perspec6ve C 28 976 29 390 29 820 29 680 30 349 31 063 31 806 32 806 32 928 34 125 Perspec6ve D 29 948 30 826 31 745 32 854 34 106 35 457 36 899 38 625 39 448 41 393

Figure 14 : Puissance installée des ressources pour lesquelles les contrats arriveront à expira6on 27

Données pour la figure 14 : Puissance installée des ressources pour lesquelles les contrats arriveront à expira6on 28 (MW) 2016 - 2020 2021 - 2029 2030 - 2035 Contrats arrivant à expira6on – Gaz naturel 449 7 106 2 161 Contrats arrivant à expira6on – Énergies renouvelables 238 2 550 5 993 TOTAL 687 9 656 8 154

Figure 15 : Approvisionnement nécessaire selon les perspec6ves C et D 29

Données pour la figure 15 : Approvisionnement nécessaire selon les perspec6ves C et D 30 2015 2035 PerspecHve C 2035 PerspecHve D Demande d’électricité neQe annuelle (TWh) 142,5 177,1 196,7 Besoins en ressources totaux (MW) 28 157 34 125 41 393

Figure 16 : Prévisions de coût de la puissance solaire PV installée en Ontario 31

Coût en capital de la puissance solaire PV installée en Ontario ($/kW) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Installa6ons solaires PV sur toit – secteur résiden6el (de 3 à 10 kW) 2 828 2 670 2 521 2 380 2 246 2 211 2 176 2 142 2 109 2 075 Installa6ons solaires PV sur toit – secteur commercial (100 kW) 2 592 2 447 2 310 2 181 2 059 2 026 1 995 1 963 1 932 1 902 Installa6ons solaires PV sur toit – secteur commercial (500 kW) 2 502 2 362 2 230 2 105 1 987 1 956 1 926 1 895 1 866 1 836 Installa6ons solaires PV au sol à pe6te échelle (500 kW) 2 689 2 560 2 437 2 320 2 209 2 140 2 092 2 046 2 000 1 956 Installa6ons solaires PV au sol commerciales (>5 MW) 1 800 1 714 1 631 1 553 1 478 1 432 1 400 1 369 1 339 1 309 Coût en capital de la puissance solaire PV installée en Ontario ($/kW) 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Installa6ons solaires PV sur toit – secteur résiden6el (de 3 à 10 kW) 2 056 2 037 2 018 1 999 1 981 1 981 1 981 1 981 1 981 1 981 Installa6ons solaires PV sur toit – secteur commercial (100 kW) 1 884 1 867 1 850 1 832 1 815 1 815 1 815 1 815 1 815 1 815 Installa6ons solaires PV sur toit – secteur commercial (500 kW) 1 819 1 802 1 785 1 769 1 752 1 752 1 752 1 752 1 752 1 752 Installa6ons solaires PV au sol à pe6te échelle (500 kW) 1 914 1 872 1 832 1 792 1 753 1 753 1 753 1 753 1 753 1 753 Installa6ons solaires PV au sol commerciales (>5 MW) 1 281 1 253 1 226 1 199 1 173 1 173 1 173 1 173 1 173 1 173 Données pour la figure 16 : Prévisions de coût de la puissance solaire PV installée en Ontario 32

Figure 18 : Émissions de GES du secteur de l’électricité selon la perspec6ve B 33

Données pour la figure 18 : Émissions de GES du secteur de l’électricité selon la perspec6ve B 34 MT d’éq. CO2 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Émissions de GES du secteur de l’électricité 34,5 29,9 32,9 27,4 14,9 19,8 14,2 14,2 10,9 7,1 7,1 MT d’éq. CO2 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Émissions de GES prévues selon la perspec6ve B 4,6 3,8 3,5 3,1 3,4 3,6 3,7 4,2 3,4 4,7 MT d’éq. CO2 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Émissions de GES prévues selon la perspec6ve B 3,8 3,9 3,7 3,9 3,8 4,5 4,0 4,2 4,6 5,3

Figure 19 : Coût total du service d’électricité selon la perspec6ve B 35

Données pour la figure 19 : Coût total du service d’électricité selon la perspec6ve B 36 Coût total du service d’électricité (milliards de dollars de 2016) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Perspec6ve B 20,7 21,3 21,2 20,5 21,5 20,8 20,9 21,0 20,9 21,5 Coût total du service d’électricité (milliards de dollars de 2016) 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Perspec6ve B 20,4 21,2 20,9 20,4 20,2 20,2 20,1 19,9 19,9 19,4

Figure 20 : Coût unitaire moyen du service d’électricité selon la perspec6ve B 37

Données pour la figure 20 : Coût unitaire moyen du service d’électricité selon la perspec6ve B 38 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Demande d’électricité neQe selon la perspec6ve B (TWh) 143,5 143,0 142,8 142,4 142,4 141,9 141,7 141,6 141,9 141,7 Coût unitaire moyen du service d’électricité selon la perspec6ve B (2016$/MWh) 144,3 149,2 148,6 144,1 150,9 146,4 147,2 148,0 147,0 151,7 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Demande d’électricité neQe selon la perspec6ve B (TWh) 141,4 141,6 142,2 142,5 143,0 143,4 144,2 145,1 146,5 148,0 Coût unitaire moyen du service d’électricité selon la perspec6ve B (2016$/MWh) 144,6 149,5 146,8 143,3 141,4 140,8 139,5 137,4 135,9 131,0

Figure 21 : Coût du service d’électricité selon les différentes perspec6ves en ma6ère de demande 39

Données pour la figure 21 : Coût du service d’électricité selon les différentes perspec6ves en ma6ère de demande 40 PerspecHve A PerspecHve B PerspecHve C PerspecHve D Coût minimal pour le réseau (milliards de dollars de 2016) 17,8 19,4 23,1 27,1 Coût maximal pour le réseau (milliards de dollars de 2016) 18,2 19,4 23,3 27,9 Coût minimal pour le réseau (milliards de dollars de 2016) 134 131 130 137 Coût maximal pour le réseau (milliards de dollars de 2016) 136 131 132 142 Demande d’électricité neQe en 2035 (TWh) 133 148 177 197

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