Par souci de transparence dans ses analyses, la Régie de l’énergie du Canada publie un ensemble de données détaillées décrivant les hypothèses qui sous-tendent les coûts et le rendement des technologies utilisées dans sa série de rapports sur l’avenir énergétique du Canada. Les données aident les utilisateurs à mieux comprendre les hypothèses sous-jacentes aux projections et appuient une analyse élargie des filières énergétiques canadiennes. Elles couvrent les technologies de production et de stockage d’électricité et sont produites pour chaque province, année et scénario inclus dans les projections.
Cette page décrit les paramètres fournis dans l’ensemble de données, la méthodologie employée pour fixer les paramètres et les données externes qui ont servi à créer l’ensemble de données. Vous pouvez télécharger l’ensemble de données depuis le portail Gouvernement ouvert du gouvernement du Canada.
Il s’agit du coût en capital pour la construction d’une installation de production d’électricité, exprimé sous forme de valeur simplifiée, en supposant que tous les frais sont engagés au début de l’exploitation. Autrement dit, ce calcul exclut l’effet du financement et du calendrier de construction du projet.
Le coût en capital, excluant les intérêts, comprend :
Sont exclus :
Figure 1 – Coûts en capital, fixes et variables pour les technologies de production d’électricité
Note : Ce graphique ne présente que les scénarios et variables sélectionnés. L’ensemble des données, couvrant tous les scénarios et toutes les variables, peut être téléchargé à partir des liens fournis.
Sources des données : Avenir énergétique du Canada en 2026, Gouvernement ouvert
Version texte : La figure illustre quatre paramètres de coût différents : coût en capital, excluant les intérêts; frais de raccordement; coûts fixes et coûts variables, de 2024 à 2050, et par province ou territoire. Vous pouvez paramétrer à partir de trois menus déroulants : le menu « technologie » permet de sélectionner la technologie productrice d’électricité, le menu « scénario » permet de sélectionner un scénario du rapport sur l’avenir énergétique du Canada, puis le menu « champ » permet de sélectionner les paramètres de coût.
Coût de raccordement d’une installation de production d’électricité au réseau de production-transport. Cela comprend les frais liés aux lignes de transport d’électricité, aux postes et aux points d’interconnexion. Les coûts varient en fonction de la distance jusqu’à l’infrastructure existante, des besoins en tension et des travaux requis au point d’interconnexion du réseau.
Les mises à niveau globales du réseau de transport au-delà du point d’interconnexion immédiat sont exclues des frais de raccordement.
Coûts annuels d’exploitation et d’entretien d’une installation qui ne varient pas en fonction de la quantité d’électricité produite annuellement. La dotation en personnel, l’entretien planifié et courant, les frais administratifs, les taxes foncières et municipales, les assurances et les coûts liés au terrain sont compris dans ce calcul. Les coûts fixes annuels sont habituellement engagés annuellement, sans égard à l’utilisation des installations.
Coûts d’exploitation et d’entretien d’une installation qui varient selon la quantité d’électricité produite. Ils englobent les consommables, l’entretien additionnel et les coûts liés à l’usure de l’équipement en exploitation, à l’exclusion des frais de carburant. Pour les installations dotées de la technologie de captage, utilisation et stockage du carbone, les coûts de transport et de stockage du dioxyde de carbone sont également pris en compte.
Quantité d’énergie nécessaire pour produire une unité d’électricité. Cette mesure indique l’efficacité avec laquelle une installation convertit l’énergie du combustible en électricité, selon la valeur calorifique supérieureNote de bas de page 1 (figure 2).
Un rendement thermique plus faible indique une efficacité accrue et un meilleur rendement. Les valeurs sont mesurées au point de production et excluent les pertes liées au transport et à la distribution de l’électricité ainsi que les autres pertes survenant au-delà des limites de l’installation.
Contrairement aux technologies à combustion, les centrales nucléaires n’ont pas d’apport calorifique conventionnel. Le rendement thermique rapporté correspond donc à un taux de conversion thermique équivalent, en fonction de la puissance thermique du réacteur par rapport à la production d’électricité.
Dans le cas des technologies non thermiques (p. ex., éolien, solaire et hydroélectrique), le rendement thermique ne s’applique pas puisqu’il n’y a aucune consommation de combustible.
Dans le cas des technologies de stockage d’énergie, on détermine l’efficacité globale de l’usine en évaluant son rendement de charge-décharge plutôt que le rendement thermique. Cette efficacité représente le rapport entre l’énergie produite et l’énergie entrante, en tenant compte des pertes pendant le stockage et la conversion de l’énergie.
Figure 2 – Coût thermique pour les technologies de production d’électricité
Note : Ce graphique ne présente que les scénarios et variables sélectionnés. L’ensemble des données, couvrant tous les scénarios et toutes les variables, peut être téléchargé à partir des liens fournis.
Sources des données : Avenir énergétique du Canada en 2026, Gouvernement ouvert
Version texte : La figure illustre le coût thermique pour les technologies de production d’électricité thermique de 2024 à 2050. Un menu déroulant permet de choisir différents scénarios présentés dans le rapport sur l’avenir énergétique du Canada.
Durée de la construction
Temps requis pour construire et mettre en service une installation, du début de la construction jusqu’à l’exploitation commerciale. Cela comprend la préparation du site, l’installation et la construction de l’équipement, les mises à l’essai du système, l’obtention des approbations réglementaires requises pour l’exploitation (permis d’exploitation) et toute assurance de la qualité suivant la construction. La durée de la construction varie selon le type de technologie, la complexité du projet et les exigences en matière de permis. Toutefois, la durée de la construction exclut le temps consacré aux activités préalables (p. ex., études de faisabilité, exploration, évaluations environnementales et obtention des permis nécessaires), ainsi que tout délai entre la décision d’investissement finale et le début des travaux.
Durée de vie
Durée de vie utile prévue d’une installation dans des conditions normales, soit la période pendant laquelle on suppose que l’installation produira de l’électricité avant sa mise hors service ou toute remise en état majeure. Cette valeur est couramment utilisée dans l’analyse économique pour répartir les coûts en capital et les coûts d’exploitation dans le temps. Elle ne reflète pas les limites physiques de l’installation, qui sont variables en fonction des pratiques d’entretien et des conditions d’exploitation en vigueur.
Taux de captage au moyen de la technologie de CUSC
Pourcentage des émissions de dioxyde de carbone captées à une installation, grâce à un système de captage, utilisation et stockage du carbone (« CUSC »). Cela comprend à la fois le captage du carbone après combustion et avant combustion, le cas échéant. Dans le rapport sur l’avenir énergétique du Canada en 2026, le taux de captage du CUSC est plafonné à 95 %. Toutefois, il est possible que les valeurs changent à l’année d’exploitation, notamment si des améliorations sont apportées à l’efficacité des taux de captage par CUSC.
Tableau 1 – Paramètres du système relativement aux technologies de production d’électricité
| Technologie | Taux de captage au moyen de la technologie de CUSC (%) | Durée de la construction (ans) | Durée de vie (ans) |
|---|---|---|---|
| Système de stockage d’énergie par batterie | 0 | 1 | 20 |
| Biomasse à gazéification intégrée à cycle combiné | 0 | 3 | 45 |
| Biomasse à gazéification intégrée à cycle combiné avec CUSC | 85-90 | 5 | 45 |
| Biomasse – Cycle de vapeur | 0 | 3 | 45 |
| Biomasse – Cycle de vapeur avec CUSC | 90-95 | 5 | 45 |
| Gazéification du charbon intégrée à un cycle combiné avec CUSC | 95 | 5 | 45 |
| Stockage d’énergie par air comprimé | 0 | 3 | 30 |
| Turbine à combustion alimentée au diesel | 0 | 3 | 30 |
| Cycle binaire – Géothermie | 0 | 6 | 30 |
| Hydroélectricité – Centrales au fil de l’eau (>100 MW) | 0 | 6 | 60 |
| Hydroélectricité – Centrales au fil de l’eau (>10 MW) | 0 | 4 | 60 |
| Hydroélectricité – Centrales au fil de l’eau (>1 MW) | 0 | 3 | 60 |
| Stockage d’hydrogène et d’énergie | 0 | 3 | 30 |
| Hydroélectricité >100 MW | 0 | 6 | 65 |
| Hydroélectricité >10 MW | 0 | 4 | 60 |
| Cycle combiné du gaz naturel | 0 | 2 | 30 |
| Cycle combiné du gaz naturel avec CUSC | 95 | 3 | 30 |
| Cycle simple du gaz naturel | 0 | 2 | 30 |
| Nucléaire – Grand réacteur | 0 | 8 | 60 |
| Nucléaire – Petit réacteur modulaire | 0 | 6 | 60 |
| Stockage de l’énergie par pompage | 0 | 4 | 50 |
| Installation d’énergie solaire photovoltaïque | 0 | 2 | 30 |
| Éolienne en mer (fixe) | 0 | 3 | 30 |
| Éolienne sur terre | 0 | 3 | 30 |
La Régie compile des données sur les coûts et le rendement des technologies à partir de sources nationales et internationales. Comme le marché canadien est relativement restreint par rapport aux marchés de pays plus grands, comme les États-Unis, les tendances mondiales des coûts influencent fortement les estimations nationales.
Chaque source de données est évaluée en fonction de :
Toutes les données de coûts recueillies sont évaluées en fonction de la différence du coût de la main-d’œuvre entre le territoire d’origine et le marché canadien. Les rajustements ne s’appliquent qu’au coût associé à la main-d’œuvre canadienne. Les coûts liés aux composantes importées sont exclus de ces rajustements. Par exemple, dans le cas des systèmes solaires photovoltaïques, les rajustements au coût de la main-d’œuvre s’appliquent aux activités d’installation des systèmes au pays, mais pas au coût de la main-d’œuvre pour la fabrication de panneaux importés.
Les coûts d’importation sont intégrés à chaque paramètre de coût des technologies en tant que facteur de rajustement. Ils représentent les droits prévus et toute différence dans les coûts de transport attendus. En outre, les coûts d’importation ne s’appliquent pas aux coûts fixes et variables.
Les hypothèses liées aux coûts des technologies futures sont rajustées en fonction de la prémisse du scénario et de son incidence sur les tendances technologiques mondiales. Le rapport sur l’avenir énergétique du Canada en 2026 comprend quatre scénarios prévisionnels : tendance à la baisse, mesures actuelles, tendance à la hausse et carboneutralité du Canada. Ces scénarios sont décrits en détail dans le chapitre Scénarios et hypothèses du rapport. Le coût en capital, le coût d’exploitation et les paramètres de rendement sont fondés sur les scénarios prévisionnels liés aux conditions des marchés mondiaux et intérieur, y compris les attentes concernant le niveau de maturité d’une technologie, les effets d’apprentissage et les activités prévues de recherche et développement. Par exemple, le scénario de carboneutralité du Canada suppose une diminution plus rapide des coûts des technologies énergétiques propres, ce qui reflète un contexte mondial marqué par des mesures climatiques plus vigoureuses et des investissements plus importants, conduisant à des avancées technologiques supplémentaires qui réduisent les coûts comparativement aux scénarios des mesures actuelles, de la tendance à la baisse et de la tendance à la hausse.
L’année de référence est celle qui est associée aux données sources pour une technologie donnée. Elle correspond habituellement à l’année utilisée pour exprimer les données en dollars dans la source.
S’il y a lieu, les valeurs des coûts sont converties en dollars canadiens à partir des taux de change de l’année de référence. Ces valeurs sont ensuite rajustées en fonction de l’année de référence de la publication du rapport sur l’avenir énergétique du Canada (l’année historique la plus récente) selon le taux d’inflation du dollar canadien correspondant.
Le coût estimatif est rajusté pour tenir compte des différences régionales entre les provinces et les territoires. Ces rajustements tiennent compte de facteurs propres à la province ou au territoire et sont appliqués au coût en capital ainsi qu’aux coûts d’exploitation fixes et variables, comme indiqué au tableau 2.
Tableau 2 – Facteurs de rajustement des coûts provinciaux
| Coûts en capital | Coûts fixes annuels | Coûts variables | Méthode/référence | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Différence de coût pour la main-d’œuvre | Inclus | Inclus | Inclus | Fondée sur la modélisation macroéconomique interne | ||||||
| Écart entre l’équipement, la construction, le transport et les autres coûts | Inclus | Inclus | Inclus | Fondée sur les consultations menées par les organismes provinciaux et territoriaux et l’indice des prix de la construction de bâtiments de Statistique Canada | ||||||
| Différence liée à la TPS/TVH | Inclus | Inclus | Inclus | Publiée par les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux | ||||||
| Écart entre les assurances et l’impôt foncier | S. O. | Inclus | S. O. | Données dérivées des moyennes provinciales et territoriales | ||||||
| Écart entre les coûts de location et de propriété des terrains | S. O. | Inclus | S. O. | Basée sur la valeur des terrains publiée par Statistique Canada | ||||||
| Écarts des coûts de transport du CO2* | S. O. | S. O. | Inclus | Basée sur les consultations externes et la distance moyenne jusqu’à l’emplacement du stockage de CO2 | ||||||
| Rajustements en fonction du terrain et du climat** | Inclus | S. O. | S. O. | Basée sur les consultations et publications provinciales et territoriales | ||||||
|
* S’applique uniquement aux technologies de captage, utilisation et stockage du carbone. ** S’applique uniquement à l’énergie renouvelable variable. |
||||||||||
Les données sur les coûts et le rendement des technologies de production et de stockage d’électricité sont recueillies à l’aide de plusieurs ressources, comme indiqué dans la section sur la méthodologie. Le tableau 3 donne un aperçu des technologies utilisées, des installations de référence et des sources de données correspondantes. Il y a trois principales sources de données publiées en anglais seulement. La première est le rapport intitulé Capital Cost and Performance Characteristics for Utility-Scale Electric Power Generating Technologies qui a été publié en 2024 par l’Energy Information Administration des États-Unis (« USEIA 2024 »). La deuxième source s’intitule Annual Technology Baseline: The 2024 Electricity Update (« ATB 2024 ») et a été publiée en 2024 par le National Laboratory of the Rockies. La troisième source s’intitule Renewable Power Generation Costs in 2024, publiée par l’Agence internationale de l’énergie renouvelable en 2024 (« IRENA 2024 »).
Tableau 3 – Technologies et sources de référence
| Technologie | Description | Installation de référence | Renvois aux données sur les coûts | Références sur les tendances futures |
|---|---|---|---|---|
| Système de stockage d’énergie par batterie | Stockage électrochimique dans des batteries | Stockage d’énergie par batterie de 240 MWh (60 MW, 4 heures) | ATB 2024 | ATB 2024 |
| Biomasse à gazéification intégrée à cycle combiné | Centrale alimentée à la biomasse à gazéification intégrée à cycle combiné | Centrale alimentée à la biomasse à gazéification intégrée à cycle combiné de 50 MW | Dérivée de l’USEIA 2024 et de l’ATB 2024 | ATB 2024 |
| Biomasse à gazéification intégrée à cycle combiné avec CUSC | Centrale alimentée à la biomasse à gazéification intégrée à cycle combiné avec captage du carbone | Centrale alimentée à la biomasse de 50 MW avec captage de CO2 à 90 % | Dérivée de l’USEIA 2024 | ATB 2024 |
| Biomasse – Cycle de vapeur | Turbine à vapeur alimentée à la biomasse à combustion directe | Centrale alimentée à la biomasse de 50 MW | ATB 2024 | ATB 2024 |
| Biomasse – Cycle de vapeur avec CUSC | Turbine à vapeur alimentée à la biomasse à combustion directe avec captage de carbone post-combustion | Centrale alimentée à la biomasse de 50 MW avec captage de CO2 à 95 % | Dérivée de l’USEIA 2024 | ATB 2024 |
| Gazéification du charbon intégrée à un cycle combiné avec CUSC | Gazéification intégrée à cycle combiné avancée du charbon avec captage du carbone | Gazéification intégrée à cycle combiné de 500 MW avec captage de CO2 à 95 % | ATB 2024 | ATB 2024 |
| Stockage d’énergie par air comprimé | Stockage souterrain par air comprimé combiné à une turbine | Système de stockage d’énergie par air comprimé de 100 MW | Dérivée de publications universitaires et de consultations | Dérivée de publications universitaires |
| Turbine à combustion alimentée au diesel | Turbine à combustion alimentée au diesel | Turbine à combustion alimentée au diesel de 20 MW | Basée sur des données historiques du rapport sur l’avenir énergétique en 2023 et l’USEIA (données historiques) | Aucune tendance |
| Cycle binaire – Géothermie | Cycle binaire utilisant des ressources géothermiques à température modérée | Centrale géothermique à cycle binaire de 30 MW | ATB 2024 | ATB 2024 |
| Centrale hydroélectrique au fil de l’eau >1 MW | Petite centrale hydroélectrique au fil de l’eau : entre 1 MW et 10 MW | Installation hydroélectrique au fil de l’eau 5 MW | Dérivée de l’ATB 2024 | Aucune tendance |
| Centrale hydroélectrique au fil de l’eau >10 MW | Moyenne centrale hydroélectrique au fil de l’eau : entre 10 MW et 100 MW | Installation hydroélectrique au fil de l’eau 50 MW | Dérivée de l’ATB 2024 | Aucune tendance |
| Centrale hydroélectrique au fil de l’eau >100 MW | Grande centrale hydroélectrique au fil de l’eau : plus de 100 MW | Installation hydroélectrique au fil de l’eau 500 MW | Dérivée de l’ATB 2024 | Aucune tendance |
| Stockage d’hydrogène et d’énergie | Hydrogène produit par électrolyse à l’aide d’une membrane échangeuse de protons et reconverti en énergie au moyen de la technologie des piles à combustible | Installation de production d’hydrogène et de piles à combustible de 20 MW | Dérivée de publications universitaires | Dérivée de publications universitaires |
| Hydroélectricité >100 MW | Grande centrale hydroélectrique à réservoir : plus de 100 MW | Installation à base de réservoir (barrage) de 1 000 MW | Consultations provinciales / IRENA 2024 | Aucune tendance |
| Hydroélectricité >10 MW | Moyenne centrale hydroélectrique à réservoir : entre 10 MW et 100 MW | Installation à base de réservoir (barrage) de 50 MW | ATB 2024 | Aucune tendance |
| Cycle combiné du gaz naturel | Centrale au gaz naturel à cycle combiné | Centrale à cycle combiné avancée de 1 000 MW avec structure en H | USEIA 2024 / ATB 2024 | ATB 2024 |
| Cycle combiné du gaz naturel avec CUSC | Centrale au gaz naturel à cycle combiné avec captage de carbone post-combustion | Centrale à cycle combiné avancée de 1 000 MW avec structure en H et captage de CO2 à 95 % | USEIA 2024 / ATB 2024 | ATB 2024 |
| Cycle simple du gaz naturel | Centrale au gaz naturel à turbine à gaz à cycle simple | Turbine à combustion de 300 MW avec structure en F | USEIA 2024 / ATB 2024 | ATB 2024 |
| Nucléaire – Grand réacteur | Grand réacteur nucléaire classique | Grand réacteur à eau pressurisée de 1 000 MW | USEIA 2024 | ATB 2024 |
| Nucléaire – Petit réacteur modulaire | Petit réacteur nucléaire modulaire | Petit réacteur modulaire de 300 MW | USEIA 2024 et données canadiennes publiques sur la mise en œuvre (petit réacteur modulaire de Darlington) | Dérivée de l’ATB 2024 et de consultations |
| Stockage de l’énergie par pompage | Stockage de l’énergie dans deux réservoirs selon la différence d’élévation | Installation à base de réservoir (barrage) de 1000 MW | ATB 2024 | ATB 2024 |
| Installation d’énergie solaire photovoltaïque | Système d’énergie solaire photovoltaïque à grande échelle | Installation commerciale de 100 MW avec suivi sur un seul axe | USEIA 2024 | ATB 2024 |
| Éolienne en mer (base fixe) | Éolienne en mer à base fixe | Installations munies d’une éolienne de 7 MW | ATB 2024 | ATB 2024 |
| Éolienne sur terre | Éolienne terrestre | Installations munies d’une éolienne de 4 MW | USEIA 2024 | ATB 2024 |
