Perspectives sur l'énergie pour l'été 2008

Secteur des produits
Le 28 mai 2008

Aperçu du marché du pétrole

Prix du pétrole : élevés et instables

Ce graphique montre l'instabilité et la montée vertigineuse des prix du pétrole, surtout depuis le mois de mai dernier où ils se négociaient autour de 65 $ le baril. La courbe des prix des contrats à termes NYMEX est indiquée en rouge et prévoit que les prix resteront au-dessus de 130 $ le baril au cours de l'été.

Les marchés du pétrole se trouvent sur un nouveau terrain. Durant ma présentation, je parlerai des conditions qui sont à la base des prix records du pétrole brut et de l'essence et je donnerai une idée de la tendance probable du marché cet été.

Stocks de pétrole brut dans les trois principaux marchés de l'OCDE

Le niveau des stocks de pétrole brut est un point de départ clé pour analyser le marché du pétrole.

Comme l'indique ce diagramme, les stocks de pétrole brut commercial dans les trois principaux marchés des pays de l'OCDE sont près de leur niveau le plus bas sur cinq ans. Les stocks sont particulièrement bas en Europe et au Japon alors que les approvisionnements en pétrole aux États-Unis sont supérieurs à la moyenne des cinq dernières années. On prévoit que les stocks de pétrole brut des pays de l'OCDE se reconstituent plus ou moins en mai, devançant la saison de demande plus élevée durant l'été.

Les niveaux de stocks de pétrole brut indiqués ici semblent appuyer les prix courants mais si l'on considère que le total des stocks des pays de l'OCDE, y compris les produits dérivés, est plus proche de la moyenne sur cinq ans, la conclusion est moins claire.

Donc, il semble que les stocks représentent en partie les raisons des prix élevés mais pas tout. L'OPEP a déclaré à maintes reprises que les principes fondamentaux ne sont pas la cause des prix élevés records du pétrole brut.

À la diapositive suivante, nous traiterons plus en détail des principes fondamentaux ainsi que de certains autres facteurs qui ont contribué à l'augmentation record des prix.

Pressions sur les prix du marché du pétrole

Du point de vue des principes fondamentaux, le marché du pétrole continue à être serré puisque l'offre correspond de près à la demande.

La demande de pétrole dans le monde continue à s'accroître, malgré les prix élevés, car la majorité de la croissance a lieu à l'extérieur des pays industrialisés de l'OCDE et près de 70 % de cette demande est subventionnée. L'offre de pétrole ne fait que suivre le rythme et elle est menacée par des risques considérables. Comme nous l'avons vu dans le diagramme précédent, les stocks de pétrole ne sont pas suffisants pour assurer une réserve d'approvisionnement plus importante. La capacité de production de réserve dans le monde est limitée et se trouve presque entièrement en Arabie saoudite.

En plus de la situation serrée de l'offre et de la demande, les capitaux d'investissement, attirés par des rendements intéressants, ont coulé à flots sur les marchés des produits, celui du pétrole en particulier. Ces investissements accrus ont aussi contribué à une plus grande instabilité des prix du pétrole. Le déclin du dollar américain a également contribué à la forte augmentation des prix du pétrole puisque le pétrole se négocie en dollars américains. Dans ce contexte, la plupart des analystes croient que ces conditions persisteront durant l'été.

Au revers de la médaille, les prix du pétrole brut pourraient se modérer plus ou moins, à en croire la détérioration des conditions économiques aux États-Unis ou la forte réaction des consommateurs quant à la demande, face aux prix records de l'essence.

Dans l'ensemble, il est peu probable que les prix du pétrole brut baissent au-delà des niveaux actuels durant la période estivale envisagée - comme le montre cette diapositive, la plupart des pressions sur les prix sont à la hausse.

Aperçu du marché de l'essence

Prix du pétrole brut et de l'essence

Le prix de l'essence est déterminé essentiellement par le prix du pétrole brut. C'est donc dire que tout ce qui surviendra sur les marchés mondiaux du pétrole brut cet été déterminera en grande partie le prix l'essence aux États-Unis comme au Canada.

Les stocks d'essence jouent aussi un rôle important dans l'établissement des prix. À la même période l'année dernière, l'augmentation des prix de l'essence ne suivait plus celle des prix du pétrole brut en raison des niveaux de stocks d'essence très bas aux États-Unis. Cette année, les prix de l'essence ont atteint un niveau record à cause des prix records du pétrole brut - cependant, le diagramme démontre que le prix du pétrole brut a monté plus vite que le prix de l'essence.

Total des stocks hebdomadaires d'essence aux États-Unis

La principale raison pour laquelle les prix de l'essence n'ont pas monté aussi vite que les prix du pétrole brut réside dans les niveaux de stocks élevés dans les marchés clés des États-Unis.

Les stocks d'essence aux États-Unis ont atteint le niveau le plus élevé en 15 ans au premier trimestre, en partie à cause du ralentissement de la demande des consommateurs. Ces conditions ont entraîné de piètres marges de profit pour les entreprises de raffinage, qui ont alors réagi en réduisant la production. La production étant réduite, les stocks ont baissé et les prix de l'essence ont commencé à suivre les prix du pétrole brut de plus près.

Facteurs influençant le marché de l'essence

Il est probable que les prix de l'essence continueront de suivre de près les prix du pétrole brut au cours de l'été. Cependant, il y a aussi des facteurs propres au marché de l'essence aux États-Unis qui pourraient avoir un effet sur les prix de l'essence au Canada cet été.

Stocks américains : Comme il a été discuté, les stocks records d'essence aux États-Unis ont été ramenés à des niveaux plus habituels de la plage des cinq dernières années. Toutefois, si les stocks demeurent à un niveau supérieur à la moyenne, les prix de l'essence pourraient continuer à être inférieurs au niveau prévu par rapport aux prix du pétrole brut.

Réaction de la demande face aux prix plus élevés  : La demande d'essence est à son niveau le plus élevé durant les mois d'été où la circulation routière est plus dense; cependant, les prix records ont eu des répercussions sur la demande, particulièrement aux États-Unis. La réaction des consommateurs face aux prix records ou l'état de l'économie américaine pourraient réduire encore davantage la demande d'essence.

Stabilité de la capacité de raffinage :Bien que de nombreuses entreprises de raffinage américaines aient réduit leur production, la capacité mondiale de raffinage demeure serrée. Toute interruption non planifiée limitera l'offre d'essence et exercera une pression à la hausse sur les prix.

Aperçu du marché du gaz

Activités de forage en Amérique du nord

Commençons par examiner les activités de forage dans les deux pays et leur influence sur les prix du gaz.

L'hiver a été plus long et plus normal que les doux hivers précédents.

Cela a entraîné une plus grande réduction des stocks que les années antérieures - en fait, le niveau est à environ 20 pour cent plus bas que celui de l'année dernière mais seulement à environ 4 pour cent en dessous de la moyenne sur 5 ans.

Les préoccupations relatives à la capacité de renflouer les stocks et à la hausse générale provoquée par l'augmentation subite des prix du pétrole ont poussé les prix du gaz encore plus haut. Ainsi, les prix ont monté régulièrement depuis qu'ils ont chuté à environ 5,30 $ l'automne dernier. Ils dépassent maintenant 11 $.

La montée des prix apporte des flux de trésorerie supplémentaires aux producteurs - mais où vont-ils investir?

Les activités de forage portent principalement sur le gaz dans les deux pays - environ 60 % au Canada jusqu'à ce jour en 2008 et environ 80 % aux États-Unis. Par conséquent, le prix courant et prévu du gaz influence considérablement les activités.

Les activités de forage au Canada sont plutôt saisonnières : la période de pointe a lieu en hiver quand le terrain gelé permet aux appareils d'accéder à des régions de fondrière de mousse; une baisse des activités suit au printemps car il est impossible de déplacer les appareils sur les routes en raison de la période de dégel.

Si l'on considère la tendance des activités de forage, elles sont en baisse au Canada depuis la période de pointe qui a eu lieu durant l'hiver 2006.

Les activités de forage se sont intensifiées régulièrement aux États-Unis, puis se sont stabilisées. Ces derniers temps, elles ont repris de plus belle par suite de la hausse des prix.

Approvisionnements en gaz naturel au Canada et dans les États continentaux (É.-U.)

Parce qu'il y a moins d'activités de forage, la production de gaz au Canada est en baisse; elle est à environ 1 Gpi³/jour de moins que l'année dernière.

Il se peut que l'augmentation des prix du gaz depuis l'automne dernier fasse remonter les activités de forage durant les six derniers mois de 2008.

Les importations de GNL ont baissé parce que l'Asie a été la destination de choix pour les approvisionnements au comptant de GNL, surtout en raison des problèmes dans les centrales nucléaires. Étant donné le ralentissement actuel de la demande de chauffage en Asie et la montée progressive des prix aux États-Unis et en Europe, certaines cargaisons seront probablement détournées du long voyage aller-retour de 60 jours vers l'Extrême-Orient.

La majeure partie de tout approvisionnement excédentaire disponible sera probablement acheminée vers l'Europe, principalement en Espagne où il y a une possibilité de pénurie.

À mesure que les stocks se renfloueront en Europe au cours de l'été, il devrait y avoir une plus grande disponibilité de GNL en Amérique du Nord - le volume maximal étant estimé à 2,5 Gpi³/j en août et en septembre. Il est prévu que les importations de GNL durant les mois d'été atteignent une moyenne de 1,9 Gpi³/j, soit environ 27 % de moins que l'été dernier.

Les États-Unis ont vu leur production monter jusqu'à 2,6 Gpi³/j par rapport à l'an dernier, telle que mesurée par l'Energy Information Administration.

Aux États-Unis, l'intensité des activités de forage a donné lieu à des gains de production considérables dans les zones de gaz non classique et dans les eaux profondes du golfe du Mexique.

La mise en service du pipeline Rockies Express permettra une plus grande production de gaz des Rocheuses - d'environ 0,8 Gpi³/j de plus d'ici novembre selon notre estimation.

On prévoit aussi voir un gain d'environ 1 Gpi³/j dans le volume de gaz du centre du continent au cours de l'été à mesure qu'augmentera la capacité de transport du gaz des schistes de Barnett Shale et d'autres gisements de gaz de schistes, ainsi que du gaz de réservoirs étanches.

La région du golfe du Mexique surmonte la perte de production de 1 Gpi³/j causé depuis la mi-avril par les problèmes de connexion du gazoduc au carrefour Independence, mais on s'attend à ce que cela soit réglé d'ici la mi-juin. Il est prévu que la production côtière et extracôtière du golfe sera relativement stable durant l'été si l'on y ajoute la production croissante de gaz de schistes dans les États de l'Arkansas et de la Louisiane.

Jusqu'à présent, la croissance de l'offre aux États-Unis compense les réductions au titre du GNL et de la production de gaz au Canada.

Perspectives d'utilisation du gaz en Amérique du Nord en 2008

Ce graphique montre la moyenne sur cinq ans de l'utilisation de gaz durant l'été au Canada et aux États-Unis à des fins domestiques, commerciales et industrielles, pour la production d'électricité et pour les exportations nettes vers le Mexique.

Durant les trois derniers étés, on a vu l'utilisation monter en flèche en raison d'une forte demande de climatisation. L'été dernier, les périodes de temps chaud n'ont pas été longues, mais il y a eu en août de grosses chaleurs qui ont fait grimper la température moyenne pour l'ensemble de l'été à un niveau légèrement supérieur à la normale aux États-Unis.

Durant la période de mai à septembre, il est prévu que le nombre de degrés-jours de climatisation sera de 5 % supérieur à la normale mais de 7 % inférieur à celui de l'année dernière.

Le reste des approvisionnements en gaz naturel étant destiné au stockage, on prévoit que les stocks seront à environ 3,9 Tpi³ d'ici le 1er novembre, ce qui serait légèrement inférieur aux stocks de l'année dernière, établis à 4,1 Tpi³.

Il y a toujours une certaine incertitude quant à la quantité que le marché attribuera pour renflouer les stocks à un niveau sommet. Si les participants du marché décident qu'il faut renflouer les stocks au niveau sommet de 4,1 Tpi³ de l'année dernière avant le début de la période de chauffage, cela exigera probablement plus d'importations de GNL que prévu ou un déplacement d'une partie de la demande, ou les deux. Il serait possible d'accomplir les deux si les prix du gaz naturel augmentaient suffisamment pour attirer plus de GNL ou faire baisser une partie de la demande industrielle ou la faire passer à une autre forme de combustible.

Stocks de gaz en Amérique du Nord

Le stockage de gaz sert à compenser la différence entre la stabilité de l'offre et la variabilité de la demande. Durant les mois d'été où la production dépasse la demande, le gaz est stocké. Durant les mois d'hiver où la demande dépasse la production, le gaz est retiré des stocks.

Les températures durant la deuxième moitié de l'hiver dernier ont été très froides partout dans le Nord-Est des États-Unis et dans l'Est du Canada. Ces régions étant les plus grosses consommatrices de gaz, les stocks excédentaires ont été épuisés. Les niveaux de stockage actuels sont à environ 420 Gpi³ de moins que l'année dernière et à 73 Gpi³ de moins que la moyenne sur 5 ans.

Comme il a été indiqué auparavant, si la demande de gaz naturel durant l'été correspondait à la moyenne sur 5 ans, la moyenne potentielle d'injection se situerait à 10,2 Gpi³/j durant la période d'injection qui s'étend du 1er avril au 31 octobre, ce qui est un peu plus élevé que l'année dernière. À ce rythme, les niveaux de stockage pourraient être juste au-dessus de 3,9 Tpi³, soit près des niveaux atteints en 2006 mais inférieurs aux niveaux records de 4,1 Tpi³ de l'année dernière. Le profil des injections pourrait être altéré si l'été était particulièrement chaud.

Prix du gaz naturel

L'augmentation des prix du pétrole brut, la baisse des importations de GNL, le déclin de la production de gaz au Canada et le réapprovisionnement des stocks commençant à un niveau plus bas, tout cela combiné à l'incertitude habituelle à l'égard du temps durant l'été et des possibilités d'ouragans pousse les prix du gaz naturel à des niveaux plus élevés.

Le rapport de prix habituel entre le gaz naturel et le pétrole où le prix du gaz naturel suit la partie inférieure de la fourchette de prix du pétrole, limitée en bas par le prix du mazout et en haut par le prix du distillat (huile de chauffage ou diesel), a été rompu l'été dernier lorsque l'offre de gaz naturel abondait en même temps que les prix du pétrole commençaient à monter fortement. Après avoir atteint le niveau le plus bas l'automne dernier, les prix du gaz naturel ont suivi la même tendance à la hausse que les prix du pétrole, tout en maintenant un écart d'environ 4 $/MBTU de moins que le mazout.

Cet été, les prix du gaz naturel seront probablement encore élevés à mesure que les volumes supplémentaires nécessaires pour renflouer les stocks jusqu'au niveau de l'année dernière concurrenceront la demande pour la production d'électricité et les applications industrielles. Ces prix pourraient être assez élevés pour attirer des cargaisons additionnelles de GNL provenant de la Grande-Bretagne vers la fin de l'été afin d'aider le réapprovisionnement des stocks. Cependant, des événements imprévisibles, tels que des températures extrêmement élevées durant l'été ou des interruptions de l'approvisionnement à cause d'ouragans, pourraient pousser les prix du gaz naturel à monter encore plus vite.

Les prévisions de prix pour les mois d'été se situent actuellement entre 11 et 13 $/MBTU sur le marché des contrats à terme NYMEX.

Pressions sur les prix du gaz naturel

Pour résumer, les facteurs qui pourraient exercer une pression à la hausse sur les prix du gaz naturel cet été comprennent : la nécessité d'un volume plus élevé de gaz pour renflouer les stocks, les prix records du pétrole brut, le besoin potentiel d'un plus grand volume de gaz pour la production d'électricité si l'été est très chaud, le risque d'ouragans causant des interruptions de l'approvisionnement et la baisse des importations de GNL.

Bien que leur probabilité soit moindre, les facteurs qui pourraient aider à atténuer la montée des prix du gaz cet été comprennent : la réduction de la demande des consommateurs industriels suite au ralentissement de l'économie, la réduction de la demande pour la production d'électricité au gaz si un été plus frais réduisait les besoins de climatisation, et une croissance plus prononcée que prévu de l'approvisionnement en gaz aux États-Unis.

À notre avis, les prix du gaz naturel resteront probablement entre 11 et 13 $/MBTU au cours des mois d'été, mais nous croyons qu'ils tendront légèrement vers le haut de cette fourchette.

Aperçu du marché de l'électricité

Marché de l'électricitéOffre d'électricité suffisante

Dans l'ensemble, il est prévu que les services d'électricité (provinciaux et territoriaux) de l'électricité disposeront d'une capacité de production suffisante pour répondre aux besoins de charge cet été. Cependant, il y a toujours des situations imprévues, comme des phénomènes météorologiques extrêmes ou des pannes de production ou de transport, qui pourraient survenir et menacer cette capacité de production.

NPCC :

1. Provinces maritimes : Il est prévu que la demande de pointe pour l'été 2008 sera inférieure à celle de l'été 2007. Dans les Maritimes, on s'attend à des conditions d'hydraulicité normales durant la période d'évaluation de l'été 2008. On prévoit des marges de capacité plus que suffisantes pour répondre aux besoins de réserve de fonctionnement de ces provinces pour la même période. Dans les Maritimes,, la demande est à son niveau maximal en hiver et la capacité des ressources n'est généralement pas une préoccupation durant les mois d'été.
2. Ontario : Étant notre province la plus méridionale (forte charge dans le Sud de l'Ontario et la région du Grand Toronto), l'Ontario est la seule région dont la demande est à son niveau maximal en été (climatisation). Il est prévu que la demande de pointe pour l'été 2008 sera légèrement inférieure à celle de l'été 2007. On s'attend à ce que l'infrastructure d'approvisionnement en combustible de l'Ontario soit adéquate durant la période de demande de pointe cet été et on ne prévoit aucun problème de livraison de combustible durant cette période. Les marges de capacité prévues (source : NERC) pour l'été prochain sont supérieures à celle de l'été 2007. Parfois, des conditions météorologiques extrêmes peuvent influer sur la production éolienne et hydroélectrique puisque les grandes chaleurs et le temps sec et calme occasionnent souvent des demandes de pointe. La province ne passe aucune période de sècheresse en ce moment. On prévoit que l'approvisionnement en énergie sera adéquat dans l'ensemble. La capacité d'interconnexion et les mesures disponibles relativement au marché et au fonctionnement ont été jugées suffisantes pour assurer la satisfaction des demandes d'énergie durant l'été dans un large éventail de conditions.
3. Québec : Il est prévu que la demande de pointe pour l'été 2008 sera légèrement inférieure à celle de l'été 2007. La demande interne de pointe pour l'été 2008 devrait se situer autour de la moitié de la capacité totale installée au Québec (21 344 MW/42 211 MW). Les niveaux d'eau devraient être adéquats cet été, compte tenu de la très forte accumulation de neige l'hiver dernier (plus de 4 mètres de neige en moyenne). Par conséquent, Hydro-Québec Production n'aura pas besoin d'importer d'électricité durant la période de pointe de l'été 2008 pour assurer l'adéquation des ressources. L'offre d'électricité sera suffisante cet été. Les provinces productrices d'hydro-électricité (p.  ex., la Colombie-Britannique, le Manitoba et le Québec) tendent à mettre l'eau en réserve derrière leurs barrages en prévision d'une demande de chauffage plus élevée durant l'hiver et des prix plus élevés qui en résultent sur les marchés de gros concurrentiels.

WECC : Dans l'ensemble, importation en Colombie-Britannique et approvisionnement serré parfois en Alberta.

1. Colombie-Britannique : En Colombie-Britannique, l'écoulement printanier est d'un débit presque normal et les conditions d'enneigement à ce jour laissent prévoir une perspective positive en ce qui concerne les niveaux d'eau de la province. En règle générale, un retard dans l'écoulement printanier a entraîné des niveaux d'eau inférieurs à ce jour, mais on prévoit une année avec des niveaux près de la normale. Il est prévu que la Colombie-Britannique continuera d'enregistrer des importations nettes jusqu'à la fin du deuxième trimestre de 2008, et deviendra un exportateur net à compter du troisième trimestre. Les provinces productrices d'hydro-électricité (p.  ex., la Colombie-Britannique, le Manitoba et le Québec) tendent à mettre l'eau en réserve derrière leurs barrages en prévision d'une demande de chauffage plus élevée durant l'hiver et des prix plus élevés qui en résultent sur les marchés de gros concurrentiels. La production locale pourrait être complétée par des importations des États-Unis dans le cadre des pratiques d'une province (comme la Colombie-Britannique) en matière de gestion de l'approvisionnement.
2. Alberta : L'AESO s'attend à des marges de réserve très serrées au début du mois de juin à cause des contraintes imposées par l'entretien de la ligne de jonction du côté de la Colombie-Britannique à ce moment-là. Les marges de réserve retourneront à des niveaux adéquats au cours de l'été.

MRO :

1. Saskatchewan : La marge de réserve prévue pour l'été 2008 est bien au-delà de ce qui a été visé. Les marges de réserve se rapprochent du déficit d'approvisionnement attendu aussi tôt que 2010. SaskPower réagit à la situation en ajoutant des actifs de production. L'offre d'électricité devrait être suffisante cet été.

Exportations et importations canadiennes d'électricité
(en gigawattheures)

Depuis le début de 2008, les exportations du Québec, de l'Ontario et du Manitoba ont été considérables. Puisque les niveaux d'eau dans l'Est du pays sont élevés et que l'Ontario a une capacité de stockage d'hydroélectricité limitée, l'augmentation du débit d'eau a permis à la province de produire beaucoup d'hydroélectricité. La production du Québec et du Manitoba durant le 4e trimestre de 2007 a été caractérisée par des niveaux d'eau élevés et des exportations nettes accrues; cette situation s'est poursuivie au premier trimestre de 2008. On s'attend à ce que les exportations continuent à être raisonnablement intenses en 2008. On ne peut pas dire la même chose de la Colombie-Britannique. Les exportations nettes de cette province ont augmenté pendant 13 mois consécutifs par rapport aux mois correspondants de l'année précédente jusqu'en février 2008, après quoi elles ont fortement chuté autant en février qu'en mars.

Dans l'ensemble, les exportations en 2007 ont augmenté d'environ 20 %. Les exportations nettes du Canada ont grimpé tous les mois de 2007 comparativement à 2006, exception faite d'une petite baisse en mars et décembre. En général, les exportations nettes en 2007 ont dépassé les niveaux enregistrés en 2006 de 13,13 TWh et ont été de 95 % supérieures à la moyenne sur 5 ans (de 2002 à 2006). Le solde net de la Colombie-Britannique s'est amélioré en passant de moins 7 TWh en 2006 à plus 3,1 TWh en 2007. Le reste de l'augmentation est attribuable aux exportations nettes massives du Québec, qui se sont élevées à 12,7 TWh nets en 2007, soit un accroissement de 3,5 TWh par rapport à 2006. L'Ontario, l'Alberta et la Saskatchewan ont aussi enregistré des exportations nettes accrues alors que le Manitoba, la Nouvelle-Écosse et particulièrement le Nouveau-Brunswick (une chute de 38 %) ont subi une baisse dans leurs exportations nettes par rapport à 2006.

Facteurs influençant le marché de l'électricité

Offre d'électricité suffisante

Les provinces et territoires devraient avoir suffisamment d'électricité pour répondre aux besoins cet été. Au Canada, à l'exception de l'Ontario où la demande de climatisation est forte, les besoins en électricité ont tendance à être plus grands en hiver. C'est la raison pour laquelle il y a habituellement de l'électricité disponible pour l'exportation pendant la période de climatisation. Ce devrait être encore le cas cette année. Les provinces productrices d'hydro-électricité (le Québec, le Manitoba, la Colombie-Britannique) tendent à mettre l'eau en réserve derrière des barrages en prévision des tarifs d'électricité plus élevés en hiver, conséquence d'une demande de chauffage accrue. Par exemple, au Québec l'hiver dernier, l'accumulation de neige a été nettement supérieure à la moyenne; les chutes de neige l'hiver dernier ont été exceptionnelles (plus de 4 mètres dans l'ensemble de la province). On peut donc s'attendre à des niveaux élevés dans les réservoirs. Il est prévu que la Colombie-Britannique continuera d'enregistrer des importations nettes jusqu'à la fin du deuxième trimestre de 2008 alors que les exportations nettes commenceront au troisième trimestre. En Colombie-Britannique, l'écoulement printanier est presque normal et les conditions d'enneigement à ce jour laissent prévoir une perspective positive en ce qui concerne les niveaux d'eau de la province. En général, un retard dans l'écoulement printanier a entraîné des niveaux d'eau inférieurs à ce jour, mais on prévoit une année avec des niveaux d'eau près de la normale. En Alberta, l'AESO s'attend à des marges de réserve très serrées au début du mois de juin à cause des contraintes imposées par l'entretien de la ligne de jonction du côté de la Colombie-Britannique à ce moment-là. Les marges de réserve retourneront à des niveaux adéquats au cours de l'été.

L'offre d'électricité sera suffisante cet été. C'est donc dire qu'à moins d'un imprévu, le consommateur canadien moyen ne devrait subir aucune interruption du service.

Pressions sur les prix de l'électricité

Si les prix du gaz naturel augmentent considérablement comme il a été présenté plus tôt dans les perspectives d'utilisation du gaz en 2008, des pressions à la hausse pourraient s'exercer sur les tarifs (prix) d'électricité cet été dans la région de l'Est. Elles sont liées aux pressions à la hausse sur les prix du gaz naturel. Ces pressions à la hausse auront des effets différents selon le type de consommateurs. Les tarifs résidentiels tendent à refléter les décisions des régies et sont donc moins instables. Par contre, puisque les tarifs industriels dépendent des forces du marché, des tarifs plus élevés pourraient aggraver les répercussions d'un ralentissement économique dans certains secteurs industriels. Les prix offerts aux consommateurs tendent à accuser du retard sur les prix de gros, particulièrement dans les grands marchés industriels et commerciaux, où l'exposition à l'instabilité des prix (du gaz naturel) est immédiate. Si ces pressions à la hausse se concrétisent, elles pourraient ralentir l'économie du Canada davantage (le ralentissement économique se fait déjà ressentir plus profondément dans l'Est du Canada [p.  ex., l'industrie des pâtes et papiers] comparativement à l'Ouest canadien et au Canada central).

Suffisance de l'offre liée à la construction de nouvelles lignes de transport

De nouvelles lignes de transport se construisent de part et d'autre du pays dans le but : 1) d'améliorer la fiabilité et l'accès aux marchés avoisinants et 2) d'apaiser les préoccupations relatives à l'accroissement de la demande et au vieillissement de l'infrastructure.

On continue à avoir besoin de nouvelles lignes de transport et les activités dans ce sens abondent :

Lignes internationales :

• nouvelle ligne de 345 kV depuis le Nouveau-Brunswick (mise en service en décembre 2007);
• une autre LIT entre le Nouveau-Brunswick et l'État du Maine est prise en considération actuellement;
• nouvelle LIT CCHT : BiPole III (du Manitoba vers le Wisconsin);
• LIT de MATL approuvée par l'ONÉ en 2007 et approuvée récemment en Alberta au niveau provincial (première ligne reliant directement l'Alberta aux États-Unis);
• LIT de Sea Breeze entre la Colombie-Britannique et la région américaine du Nord-Ouest Pacifique également approuvée (2006);
• importante interconnexion depuis la Colombie-Britannique et le Nord-Ouest Pacifique vers la Californie (1 500 MW pour la Colombie-Britannique et 1 500 MW pour le Nord-Ouest Pacifique), annoncée récemment et dirigée par PG&E.

Lignes nationales :

À propos du réseau électrique est-ouest, il n'y a pas grand-chose à signaler - les premiers ministres provinciaux ont appuyé le concept en août 2007. Comme il a été indiqué dans le passé, le réseau électrique est-ouest sera probablement construit dans le cadre de grands projets (cours inférieur du fleuve Churchill, ligne Ontario-Québec de 1 250 MW, Conawapa, etc.) et possiblement par des intérêts stratégiques (p.  ex.,auto-alimentation de Terre-Neuve-et-Labrador, de l'Alberta à la Californie et le Nord-Ouest Pacifique).

Lignes intra-provinciales :

De nombreuses annonces ont été faites de part et d'autre du pays à mesure que les provinces élaborent des plans de transport en prévision de la croissance et du commerce (Colombie-Britannique, Alberta, Québec) et du renforcement des installations existantes (Ontario, région de Toronto). Par exemple, interconnexions élargies entre l'Alberta et la Colombie-Britannique (mise à niveau de la ligne de jonction).

Sommaire des perspectives énergétiques pour l'été

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