ARCHIVÉ - Rentabilité de l’énergie solaire au Canada – Annexe A : Méthodes

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Tableau A1. Résumé des scénarios.

		Type de réseau
Catégorie de scénario	Scénario	Aujourd’hui	Commercial	Communautaire	Résidentiel
Coût en capital	Aujourd’hui	check	check	check	check
	Proche avenir	check	check	check	check
	Avenir à coûts faibles	check	check	check	check
Tarifs	Fixes	check	check	check	check
	Selon l’heure de consommation	check	check	check	check
Type de support	Fixe	check	check	check	check
	Avec suiveur solaire	check	non	non	non

Types de réseau

Les prix au seuil de rentabilité ont été examinés pour quatre types de réseaux :

1. Résidentiels, d’une puissance de 5 kW, pour modéliser les installations sur les toits alimentant les maisons.
2. Commerciaux, d’une puissance de 200 kW, pour modéliser les installations de taille moyenne alimentant les grandes entreprises.
3. À des fins commerciales, d’une puissance de 50 MW, pour modéliser les grandes installations alimentant le réseau de distribution d’électricité.
4. Communautaires, d’une puissance de 200 kW, pour modéliser les installations de taille moyenne alimentant un quartier ou un bâtiment municipal, comme un centre récréatif. Il importe de noter que l’on suppose que ces installations sont sans but lucratif, ce qui a des effets sur les taxes et qui explique pourquoi ces réseaux sont modélisés à part des réseaux commerciaux.

Sélection des emplacements et insolation

La Base de données toponymiques de Ressources naturelles Canada a servi pour trouver les emplacements pouvant être considérés comme des collectivités^{Note de bas de page 7}. Avec la latitude et la longitude de chacun, l’Office a téléchargé les données sur le rayonnement solaire pendant une année aux conditions météorologiques typiques de l’emplacement le plus près contenu dans la base de données nationale sur le rayonnement solaire (« NSRDB ») du département de l’Énergie des États-Unis^{Note de bas de page 8}. Pour le Yukon, les Territoires du Nord-Ouest et le Nunavut, ce sont les données des Fichiers météorologiques canadiens pour le calcul énergétique (« FMCCE »)^{Note de bas de page 9} d’Environnement et Changement climatique Canada (« ECCC ») qui ont servi à déterminer l’ensoleillement horaire, ce qui a limité le nombre de collectivités pouvant être incluses dans l’analyse. Au total, 21 546 collectivités ont été étudiées.

Tableau A2 : Nombre total de collectivités étudiées par province et territoire

Province ou territoire	Collectivités urbaines, rurales et autres	Premières Nations et Métis	Forces armées canadiennes	Centrales et mines	Total
NL	623	3	4	1	631
PE	91	6	2		99
NS	2 202	41	23		2 266
NB	1 947	27	12		1 986
QC	3 329	55	10	144	3 538
ON	5 857	207	46		6 110
MB	723	314	8	13	1 058
SK	1 174	747	8		1 929
AB	1 060	146	14		1 220
BC	1 088	1 564	40		2 692
YT	3				3
NT	6				6
NU	8				8
Total	18 111	3 110	167	158	21 546

Ainsi, le rayonnement solaire typique par heure, sur une période d’un an, était connu pour chaque collectivité. Ces données ont permis de calculer le rayonnement incident sur un panneau solaire; la position du soleil dans le ciel ayant été établie grâce aux équations de la National Oceanic and Atmospheric Administration des États-Unis. Le modèle suppose de faibles pertes de puissance en hiver, en raison du manteau neigeux, mais également un certain gain découlant de la réflexion de la lumière, gain estimé à partir des données sur l’albédo pour l’emplacement le plus près des FMCCE. Il suppose aussi que la saleté fait diminuer la production annuelle de 5 %. Outre le rayonnement solaire, l’ensemble de données de la NSRDB contenait aussi les températures horaires, qui ont été intégrées au modèle.

Rendement des réseaux solaires

Un panneau solaire typique^{Note de bas de page 10}, selon les modèles de rendement des panneaux du NREL, a servi à évaluer la conversion du rayonnement solaire en électricité. Le modèle suppose que les panneaux sont orientés plein sud pour recevoir un ensoleillement maximal. Pour les réseaux commerciaux, communautaires et à des fins commerciales, il utilise une inclinaison correspondant à neuf degrés de moins que leur latitude^{Note de bas de page 11}, et pour les réseaux résidentiels, une inclinaison de 27°, soit une pente normale pour les toits canadiens.

Il suppose aussi que les réseaux résidentiels, commerciaux et communautaires ont un support fixe (les panneaux ne pivotent pas pour suivre le déplacement du soleil). Les réseaux à des fins commerciales, quant à eux, ont été modélisés selon deux types de support : fixe et avec suiveur solaire à pivotement maximal de 90° sur un seul axe. Les angles d’incidence sur les réseaux ont été estimés à l’aide des équations du NREL^{Note de bas de page 12}.

Le modèle comprend de petites pertes causées par les facteurs suivants : ombrage du début et de fin de journée, câblage (courant alternatif et continu), déséquilibre des modules, et conversion par l’onduleur du courant continu en courant alternatif. Il tient également compte, pour les réseaux à des fins commerciales, de pertes de transport variables selon la province, suivant les droits provinciaux. Enfin, il suppose que le rendement des panneaux se dégrade de 0,5 % par année pendant la durée de vie d’un projet. Le rendement a par ailleurs été ajusté à l’aide des températures horaires de la NSRDB.

Coût en capital

Tableau A3 : Hypothèses relatives au coût en capital

	Réseaux à des fins commerciales (50 MW), à support fixe			Réseaux à des fins commerciales (50 MW), avec suiveur solaire
Coûts initiaux ($ CA/W)	Aujourd’hui	Proche avenir	Avenir à coûts faibles	Aujourd’hui	Proche avenir	Avenir à coûts faibles
Module	0,370 $	0,231 $	0,158 $	0,371 $	0,230 $	0,156 $
Onduleur	0,063 $	0,040 $	0,027 $	0,065 $	0,040 $	0,156 $
Autres composants du système (structuraux et électriques)	0,211 $	0,131 $	0,090 $	0,262 $	0,162 $	0,110 $
Installation	0,244 $	0,179 $	0,143 $	0,260 $	0,212 $	0,169 $
Conception	0,571 $	0,420 $	0,335 $	0,598 $	0,424 $	0,339 $
Total	1,458 $	1,001 $	0,753 $	1,557 $	1,067 $	0,803 $

	Réseaux commerciaux et communautaires (200 kW)			Réseaux résidentiels (5 kW)
Coûts initiaux ($ CA/W)	Aujourd’hui	Proche avenir	Avenir à coûts faibles	Aujourd’hui	Proche avenir	Avenir à coûts faibles
Module	0,381 $	0,244 $	0,173 $	0,385 $	0,267 $	0,203 $
Onduleur	0,113 $	0,073 $	0,052 $	0,213 $	0,147 $	0,112 $
Autres composants du système (structuraux et électriques)	0,326 $	0,209 $	0,148 $	0,394 $	0,272 $	0,207 $
Installation	0,214 $	0,192 $	0,178 $	0,353 $	0,306 $	0,277 $
Conception	1,176 $	1,054 $	0,978 $	1,852 $	1,603 $	1,453 $
Total	2,210 $	1,772 $	1,529 $	3,197 $	2,595 $	2,252 $

Les coûts d’installation reposent sur une étude des coûts des réseaux solaires réalisée par le NREL en 2017. Les trois scénarios de coût ont été établis par l’extrapolation des coûts de 2017 pour les années 2018, 2023 et 2028 à l’aide de tendances historiques (scénarios aujourd’hui, dans un proche avenir et dans un avenir à coûts faibles). Les taxes américaines ont été soustraites des coûts de référence et ces derniers ont été convertis en dollars canadiens selon un taux de change de 1,25 $ CA/$ US. L’Office a peaufiné les trois scénarios de prix en consultation avec l’industrie et ajusté ses estimations au besoin. Les coûts pris en considération comprennent les coûts du matériel (p. ex. panneaux et onduleurs) et les coûts accessoires (installation et conception).

Le modèle suppose que les réseaux ont une durée de vie de 25 ans et qu’à la moitié de celle-ci, on remplace les onduleurs de tous les types de réseaux et le suiveur solaire des réseaux à des fins commerciales qui en ont. À la fin de la durée de vie, il applique un coût en capital supplémentaire pour la remise en état. La valeur résiduelle des panneaux après 25 ans s’élève à 25 % de leur coût initial, et celle des autres composants, à 15 %.

Le coût des terrains pour les réseaux à des fins commerciales repose sur les estimations de Statistique Canada de la valeur des terrains et bâtiments agricoles dans chaque province^{Note de bas de page 13}. Il faut noter que les coûts ont été majorés dans certaines régions (p. ex. le Sud de l’Ontario et le Lower Mainland de la Colombie-Britannique) en raison de la forte demande pour les biens immobiliers. Le modèle suppose un coût en terrain nul pour les réseaux commerciaux, communautaires et résidentiels, car ceux-ci seraient installés sur des toits ou des terrains déjà acquis.

Droits et coûts de transport et d’exploitation

L’analyse comprend deux scénarios de raccordement des installations solaires à des fins commerciales aux réseaux de transport : un qui comprend les droits provinciaux de libre accès au réseau de transport, et l’autre, qui ne les comprend pas. Il est ainsi possible de mieux comprendre les répercussions financières des droits et d’un accord d’achat d’énergie pour un producteur, comparativement à l’indépendance (ou celles découlant d’un raccordement direct à un réseau de distribution pour les grandes installations à des fins commerciales, comparativement au raccordement à un réseau de transport). Le droit réel pour un projet donné peut être inférieur à ceux présentés ci-dessous si la production s’insère dans un portefeuille et que les services relatifs à la réserve d’exploitation (qui paient pour la production de secours en cas de panne) sont offerts par le portefeuille, ce qui évite de devoir payer un fournisseur de service de transport.

Le Yukon, les Territoires du Nord-Ouest et le Nunavut n’appliquent actuellement aucun droit, car ils ne produisent pas d’électricité pour le marché nord-américain. Terre-Neuve-et-Labrador élabore actuellement un droit de libre accès au réseau de transport. Le droit de l’Alberta se fonde sur les coûts de raccordement de l’Alberta Electric System Operator, son tarif pour les services de transport et une estimation des contributions financières qu’il exige pour la construction et la production sur une période de 25 ans.

Tableau A4 : Droits imposés aux réseaux à des fins commerciales utilisés dans les scénarios de droit

Province ou territoire	Droit supposé pour les réseaux à des fins commerciales ($ CA/MW)	Pertes de transport
BC	11 50,52	6 %
AB	31 58,90	0 %
SK	3 892,80	4 %
MB	3 794,19	3 %
ON	200,00	0 %
QC	8 484,76	0 %
NS	6 696,95	3 %
PEI	5 470,95	0 %
NB	5 491,40	9 %
NL	0,00	0 %
NT	0,00	0 %
NU	0,00	0 %
YT	0,00	0 %

Par ailleurs, le modèle tient compte d’un coût d’entretien de 15 $/MW, et d’un coût de 5 $/MW.h pour la ligne reliant l’installation solaire à des fins commerciales au réseau de distribution d’électricité (ligne de 10 km et installation de taille moyenne^{Note de bas de page 14}).

Finances

Pour modéliser la rentabilité des projets, il a fallu en estimer la valeur actualisée nette. Les taux d’actualisation nominaux utilisés sont les suivants : 5,75 % pour les installations solaires communautaires et à des fins commerciales, selon le coût en capital des installations solaires au Canada en 2017^{Note de bas de page 15}; 5,81 % pour les installations commerciales, selon la moyenne pondérée des coûts en capital pour toutes les industries aux États-Unis^{Note de bas de page 16}; et 5 % pour les installations résidentielles, car si de telles installations visent à faire économiser leur propriétaire, il convient de les comparer à d’autres possibilités d’investissement (un rendement annuel de 5 % est raisonnable pour un fonds équilibré de risque faible à moyen). Le taux d’inflation a été fixé à 2 % et tous les montants sont en dollars de 2018.

Le modèle suppose un taux de rendement de 10 % pour les parcs éoliens à des fins commerciales. Pour les réseaux commerciaux, communautaires et résidentiels, cependant, ce taux a été fixé à 0 %, car ces réseaux ne visent pas la réalisation de profits. L’objectif de leur propriétaire est simplement de recouvrer leurs coûts. Puisque l’augmentation des prix de l’électricité au Canada a été plus forte que le taux d’inflation, la présente étude suppose que la valeur de l’électricité produite gagne chaque année 1,91 % par rapport à l’inflation, soit la moyenne annuelle de 2010 à 2017. En d’autres mots, les prix de l’électricité seraient 19,1 % plus élevés que les prix actuels dans 10 ans, et 47,75 % plus élevés dans 25 ans. À cette exception près, l’Office n’a supposé aucune hausse des prix de l’électricité avec le temps, afin de modéliser l’accroissement de la proportion d’électricité produite de manière onéreuse à mesure que le secteur de l’énergie réduit son empreinte carbone.

L’impôt a été soustrait des revenus des installations à des fins commerciales, selon les taux d’imposition du revenu des sociétés des gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux. Pour les installations résidentielles, les taxes de vente s’appliquent à la valeur de l’électricité retournée au réseau en vue de l’obtention de crédits, car elles sont quand même exigées pour l’électricité consommée dans les mois suivants, avant l’application des crédits. Les installations communautaires ne sont assujetties à aucun impôt sur le revenu, car elles sont supposées sans but lucratif. Il en va de même pour les installations commerciales, parce que toute l’électricité produite serait consommée sur place. Enfin, aucune taxe sur le carbone ne s’applique pour tous les types de projets.

Tableau A5 : Taux supposés d’imposition du revenu des particuliers et des sociétés, et taxes de vente supposées, par province et territoire

		Taxes de vente (fédérales et provinciales ou territoriales)
Province ou territoire	Taux d’imposition du revenu des sociétés (fédéral et provincial ou territorial)	Réseau résidentiel	Réseau commercial	Réseau communautaire	Réseau à des fins commerciales
NL	30,0%	15%	15%	0%	15%
PEI	31,0%	15%	15%	0%	15%
NS	31,0%	15%	15%	0%	15%
NB	29,0%	15%	15%	0%	15%
QC	26,5%	15%	15%	0%	15%
ON	27,0%	13%	13%	0%	13%
MB	27,0%	13%	13%	0%	13%
SK	27,0%	11%	11%	0%	11%
AB	27,0%	5%	5%	0%	5%
BC	27,0%	5%	5%	0%	5%
NU	27,0%	5%	5%	0%	5%
NT	26,5%	5%	5%	0%	5%
YT	27,0%	5%	5%	0%	5%

L’Office a déduit de l’impôt sur le revenu pour les installations à des fins commerciales les coûts d’exploitation, les paiements d’intérêts (supposant une dette de 60 %) et une déduction pour amortissement accéléré (« DAA »)^{Note de bas de page 17}. Il n’a pas appliqué de DAA aux installations commerciales, car il a supposé que toute l’électricité produite serait consommée sur place, de sorte qu’aucun impôt sur le revenu ne soit exigé. Il a tenu compte des taxes de vente pour tous les coûts en capital des projets résidentiels et commerciaux, et seulement pour l’équipement et l’installation dans le cas des projets à des fins commerciales. Il n’en a pas tenu compte pour les projets communautaires, car il les a supposés sans but lucratif.

Tarifs horaires

Le modèle comprend deux scénarios de tarif :

1. Tarifs fixes (aucune variation selon l’heure). Ils sont la norme pour de nombreux consommateurs résidentiels, commerciaux et communautaires. Ils ont également été étudiés pour les installations à des fins commerciales, car leur écart par rapport aux tarifs selon l’heure de consommation peut aider à montrer la prime associée à ces derniers.
2. Tarifs selon l’heure de consommation. L’énergie solaire est produite pendant les heures de clarté, où la demande est la plus forte et où l’électricité a la plus grande valeur. Ces tarifs aident à montrer la prime que peuvent recevoir les projets solaires, y compris ceux à des fins commerciales. Actuellement, les provinces installent de plus en plus de compteurs intelligents dans les maisons et les entreprises pour que les services publics mesurent la consommation en temps réel et appliquent des tarifs selon l’heure de consommation.

Pour modéliser des tarifs selon l’heure de consommation, l’Office a établi les réductions et les primes typiques aux périodes creuses, aux périodes de demande moyenne et aux périodes de pointe en comparant les tarifs horaires aux tarifs quotidiens moyens en été et en hiver, selon les prix de gros et les prix résidentiels. Toutefois, seules deux provinces (Ontario et Alberta) ont des marchés de gros sur lesquels peuvent se baser ces estimations, et seules l’Ontario et la Nouvelle-Écosse ont établi des tarifs résidentiels selon l’heure de consommation. Ainsi, en raison d’un manque de données, les réductions et primes horaires de certaines provinces ont été appliquées à d’autres provinces et territoires.

Tableau A6 : Réductions et primes horaires supposées pour chaque province et territoire dans les scénarios de tarifs selon l’heure de consommation.

Province ou territoire	Réductions et primes horaires pour les réseaux résidentiels	Réductions et primes horaires pour les réseaux commerciaux et communautaires	Réductions et primes horaires pour les réseaux à des fins commerciales
NL	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels
PEI	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels
NS	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels
NB	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Nouvelle-Écosse – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels
QC	Ontario – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Ontario – Prix de gros	Ontario – Prix de gros
ON	Ontario – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Ontario – Prix de gros	Ontario – Prix de gros
MB	Ontario – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Ontario – Prix de gros	Ontario – Prix de gros
SK	Alberta – Prix de gros	Alberta – Prix de gros	Alberta – Prix de gros
AB	Alberta – Prix de gros	Alberta – Prix de gros	Alberta – Prix de gros
BC	Ontario – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Ontario – Prix de gros	Ontario – Prix de gros
NU	Ontario – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Ontario – Prix de gros	Ontario – Prix de gros
NT	Ontario – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Ontario – Prix de gros	Ontario – Prix de gros
YT	Ontario – Tarifs selon l’heure de consommation pour les réseaux résidentiels	Ontario – Prix de gros	Ontario – Prix de gros

Il faut noter que les primes de mi-journée et les prix de pointe quotidiens devraient diminuer si l’énergie solaire prend une grande place dans le bouquet énergétique canadien. Par conséquent, le présent rapport n’est valable que pour une faible adoption de l’énergie solaire.

Consommation sur place

L’Office a supposé que la demande résidentielle d’énergie dans chaque province et territoire atteignait au minimum la moyenne nationale^{Note de bas de page 18}. Lorsque la consommation résidentielle dans une province ou un territoire était supérieure à la moyenne nationale, il a utilisé la consommation évaluée pour la province ou le territoire. Dans le cas contraire, il a utilisé la moyenne nationale, parce que la production d’énergie solaire pourrait entraîner le remplacement de certains électroménagers, comme les appareils de chauffage et les fours, par des appareils électriques, ainsi qu’accroître l’utilisation d’autres appareils électriques comme les climatiseurs.

Tableau A7 : Consommation d’électricité annuelle supposée pour les maisons individuelles non attenantes

Lieu	Consommation de 2015 (GJ)	Consommation de 2015 ajustée (GJ)
Canada	47,8
NL	63,9	63,9
PEI	43,2	47,8
NS	41,2	47,8
NB	68,9	68,9
QC	85,1	85,1
ON	34,7	47,8
MB	51,9	51,9
SK	33,5	47,8
AB	28,5	47,8
BC	40,6	47,8
NT	S.O.	47,8
NU	S.O.	47,8
YT	S.O.	47,8

Dans le modèle, la production excédentaire des projets résidentiels est envoyée au réseau de distribution d’électricité en vue de l’obtention d’un crédit qui sert ensuite à compenser l’achat d’électricité lorsque la production est inférieure, par exemple en hiver. La valeur des crédits repose sur une estimation du tarif actuel variable de l’électricité dans chaque province et territoire, une estimation modifiée en fonction des réductions et des primes horaires pour le scénario de tarification selon l’heure de consommation.

Toujours selon le modèle, toute la production des réseaux commerciaux et communautaires est consommée sur place. Inversement, les projets à des fins commerciales ont une consommation nulle (elle entre dans les coûts d’exploitation).

Prix de l’électricité utilisés dans les comparaisons

Les prix de l’électricité utilisés dans les comparaisons pour les réseaux solaires résidentiels sont basés sur les tarifs résidentiels et certains coûts variables publiés par les services publics et les fournisseurs d’électricité des provinces et territoires. Pour l’Ontario et l’Alberta, l’Office a calculé la moyenne des prix dans plusieurs villes. Les prix utilisés pour l’analyse ne comprennent pas les frais fixes, qui demeurent les mêmes quelle que soit la consommation d’électricité. Par conséquent, il coûte légèrement plus cher d’acheter de l’électricité à des fins résidentielles à un service public que ce qui est indiqué ici.

Comme la demande commerciale d’électricité peut varier considérablement selon le secteur, l’Office a calculé la moyenne provinciale des estimations contenues dans les enquêtes sur les prix de l’électricité de Manitoba Hydro^{Note de bas de page 19} et d’Hydro-Québec^{Note de bas de page 20}. Il a supposé une consommation mensuelle de 200 MW.h et une demande de pointe de 500 kW. Il a également supposé que les services publics s’occupaient de la transformation. Pour les territoires, ce sont les tarifs publiés par les services publics locaux qui ont été utilisés.

En ce qui concerne les projets à des fins commerciales, la moyenne annuelle des prix de gros a été utilisée comme point de comparaison pour l’Ontario et l’Alberta, les deux seules provinces ayant des marchés de gros. Pour les autres provinces et territoires, ce sont les taux de revente ou les tarifs d’entreprise pour service de grande puissance qui ont servi, car ils constituent la meilleure estimation des prix de gros, bien qu’ils puissent être plus élevés que le coût réel de production.

Tableau A8 : Source des prix de l’électricité utilisés dans les comparaisons

Province ou territoire	Réseaux résidentiels	Réseaux commerciaux et communautaires	Réseaux à des fins commerciales
NL	Tarifs domestiques de Newfoundland Power	Moyenne des prix totaux facturés par MW.h pour les villes comprises dans les enquêtes sur le prix de l’électricité de Manitoba Hydro et d’Hydro-Québec (supposant une consommation mensuelle de 200 MW.h et une demande de pointe de 500 kW, pour des systèmes de transformation appartenant au service public du lieu en question)	Tarifs de base fixes pour entreprises de Newfoundland Power
PEI	Tarifs résidentiels de Maritime Electric		Tarifs d’entreprise pour service de grande puissance de Maritime Electric
NS	Tarifs moyens, quotidiens et selon l’heure de consommation de Nova Scotia Power		Tarifs d’entreprise pour service de grande puissance de Nova Scotia Power (moyenne des tarifs pour service garanti et interruptible)
NB	Tarifs résidentiels d’Énergie NB		Tarifs d’entreprise pour service de grande puissance d’Énergie NB
QC	Tarifs pour la clientèle résidentielle d’Hydro-Québec		Tarifs pour clientèle de grande puissance (tarif L) d’Hydro-Québec
ON	Moyenne des tarifs résidentiels de Toronto Hydro, Ottawa Hydro, London Hydro et Hydro One, plus autres frais variables		Moyenne annuelle des prix de gros
MB	Tarifs résidentiels de Manitoba Hydro		Tarifs pour service général de grande puissance (plus de 100 kV) de Manitoba Hydro
SK	Moyenne des tarifs résidentiels de SaskPower et de la Ville de Saskatoon		Taux de revente de SaskPower (moyenne de E31, E32 et E33)
AB	Moyenne des tarifs d’Enmax et d’Epcor, plus autres frais variables		Moyenne annuelle des prix de gros
BC	Tarifs résidentiels de BC Hydro, plus un avenant tarifaire de 5 %		Tarifs de transport de BC Hydro pour la catégorie de charge énergétique 1823A
NT	Tarifs résidentiels de Northland Utilities (Yellowknife)	Tarifs commerciaux de Northland Utilities (Yellowknife)	Tarifs pour service général de Northland Utilities (Yellownife)
NU	Tarifs domestiques pour Iqaluit de la Société d’énergie Qulliq	Tarifs commerciaux pour Iqaluit de la Société d’énergie Qulliq	Tarifs commerciaux pour Iqaluit de la Société d’énergie Qulliq
YT	Moyenne des tarifs gouvernementaux et non gouvernementaux pour le service résidentiel de Yukon Energy	Moyenne des tarifs gouvernementaux et non gouvernementaux pour le service commercial de Yukon Energy	Tarifs d’entreprise de Yukon Energy (Whitehorse)