As early as 2020, Premier François Legault described Québec as the “green battery of Northeastern America”, referring to Hydro-Québec’s large reservoirs.
It is a powerful image. And for a long time, it was an accurate one.
It captured a simple reality: Hydro Québec could store energy, wait for the right moments, and sell when prices rose.
But that image belongs to a world in which flexibility was scarce.
That world is changing.
With batteries being deployed rapidly across the U.S. grid, one question now arises:
To understand the risk, we need to start with the numbers.
In 2025, Hydro-Québec:
exported 11.8 TWh at 14.5¢/kWh, or about C$1.7 billion in revenue;
imported 15.2 TWh at 7.6¢/kWh, or about C$1.15 billion in costs.
So it imported more than it exported.
And yet, it still made money.
On the order of C$500 million to C$600 million on those transactions.
That is the central point.
Hydro-Québec does not make its money by exporting a lot. It makes its money by exporting at the right time.
What that means
Hydro-Québec is not just an exporter.
It is an arbitrage player.
Its model is simple:
buy when prices are low;
sell when prices are high;
capture the spread.
That is where the profit comes from.
Not from volume. From timing.
What batteries change
A recent Canary Media article on New England shows that battery deployment has entered a new phase: projects in the hundreds of megawatts are now moving ahead, with 175 MW and 250 MW facilities already online, and a 700 MWproject in development.
This is no longer marginal. These are system-shaping assets.
Most importantly, these batteries target exactly the same value Hydro-Québec has been capturing:
they charge when prices are low;
they sell when prices are high;
they operate during peak hours, when the value is highest.
In other words, they do not complement Hydro-Québec’s model. They compete with it directly.
Their business model also relies on market arbitrage, supported by public policy and by a favourable environment of high prices and growing demand.
These batteries do exactly what Hydro-Québec does, but locally, in the Northeast states.
It is the price spread that made the model so valuable.
Hydro-Québec is not being replaced
Still, we should avoid the wrong conclusion.
Batteries do not replace reservoirs.
They are excellent over a few hours. Much less so over several days. Even less so across seasons.
Hydro-Québec therefore retains an essential role.
But that role is changing.
Less:
daily arbitrage;
frequent and predictable revenue.
More:
value during rare events;
long-term value tied to duration.
Conclusion
The “Battery of the Northeast” remains a useful image.
But it describes the source of value less and less well.
Batteries are not replacing Hydro-Québec. They are redefining the part of its model that used to generate returns most easily.
The challenge facing Hydro-Québec CEO Claudine Bouchard, ASC is enormous. She must lead the largest buildout in Hydro-Québec’s history at the very moment when the value once captured by the “Battery of the Northeast” is beginning to migrate toward batteries deployed locally, closer to the markets.
Dès 2020, le premier ministre François Legault a décrit le Québec comme la «?batterie verte du Nord-Est de l’Amérique?», en référence aux grands réservoirs d’Hydro-Québec.
L’image est forte. Et elle a longtemps été juste.
Elle décrivait bien une réalité simple : Hydro Québec pouvait stocker de l’énergie, attendre les bons moments, puis vendre lorsque les prix montaient.
Mais cette image appartient à un monde où la flexibilité était rare.
Ce monde change.
Avec l’arrivée rapide des batteries sur le réseau étatsunien, une question se pose :
Et si cette batterie était en train d’être court-circuitée??
Pour comprendre le risque, il faut partir des chiffres.
En 2025, Hydro-Québec :
exporte 11,8 TWh à 14,5 ¢/kWh, soit environ 1,7 G$ de revenus?;
importe 15,2 TWh à 7,6 ¢/kWh, soit environ 1,15 G$ de coûts.
Donc, elle importe plus qu’elle n’exporte.
Et pourtant, elle fait de l’argent.
De l’ordre de 500 à 600 M$ sur ces transactions.
C’est le point central.
Hydro-Québec ne fait pas son argent en exportant beaucoup. Elle le fait en exportant au bon moment.
Ce que ça veut dire
Hydro-Québec n’est pas qu’un exportateur.
C’est un arbitragiste.
Son modèle est simple :
acheter quand les prix sont bas?;
vendre quand ils sont élevés?;
capter l’écart.
Le profit vient de là.
Pas du volume. Du moment.
Ce que les batteries changent
Un article récent de Canary Media sur la Nouvelle-Angleterre montre que le déploiement des batteries est entré dans une nouvelle phase : des projets de centaines de MW se succèdent, avec des installations de 175 MW et 250 MW déjà en service, et un projet de 700 MW en développement.
Ce n’est plus marginal. Ce sont des actifs structurants du système.
Et surtout, ces batteries visent exactement la même valeur que celle captée par Hydro-Québec :
elles chargent quand les prix sont bas?;
elles vendent quand les prix sont élevés?;
elles interviennent pendant les heures de pointe, quand la valeur est maximale.
Autrement dit, elles ne complètent pas le modèle d’Hydro-Québec. Elles le concurrencent directement.
Leur modèle économique repose lui aussi sur l’arbitrage de marché, soutenu par des politiques publiques et par un contexte favorable de prix élevés et de forte demande.
Ces batteries font exactement ce que fait Hydro-Québec, mais localement, dans les états du Nord-Est.
Le cœur du modèle est attaqué
Reprenons l’équation :
profit ? (export × prix élevé) ? (import × prix bas).
Si les batteries :
réduisent les pointes?;
relèvent les prix hors pointe?;
compressent les écarts?;
alors elles réduisent directement le profit.
Ce qu’elles court-circuitent, ce n’est pas l’hydroélectricité.
C’est l’écart de prix qui faisait la valeur du modèle.
Hydro-Québec n’est pas remplacée
Il faut toutefois éviter le contresens.
Les batteries ne remplacent pas les réservoirs.
Elles excellent sur quelques heures. Beaucoup moins sur plusieurs jours. Encore moins sur des saisons.
Hydro-Québec garde donc un rôle essentiel.
Mais ce rôle change.
Moins :
d’arbitrage quotidien?;
de revenus fréquents et prévisibles.
Plus :
de valeur sur les événements rares?;
de valeur de long terme liée à la durée.
Conclusion
La «?batterie du Nord-Est?» reste une image pertinente.
Mais elle décrit de moins en moins bien la source de valeur.
Les batteries ne remplacent pas Hydro-Québec. Elles redéfinissent la partie de son modèle qui rapportait le plus facilement.
Le défi de Claudine Bouchard, ASC, PDG d’Hydro-Québec, est colossal. Elle doit piloter le plus grand chantier de l’histoire d’Hydro-Québec au moment même où la valeur que captait la «?batterie du Nord-Est?» commence à migrer vers des batteries déployées localement, au plus près des marchés.
Energy debates often remain trapped in a simple logic: if demand rises, more generation capacity must be built, especially to meet peaks.
Energy efficiency and conservation efforts can, of course, slow the pace of new capacity additions. But they do not change the underlying issue: we still need to decide how to organize the system.
The implicit response to rising demand is, therefore, to build new power plants and the associated transmission infrastructure. In Québec, that typically points to new large hydropower projects.
This is precisely the logic that the hydro-solar-batteries triplet invites us to rethink. Its value lies not only in adding assets, but also in better managing, across time and space, the electricity the system can produce.
This article deliberately stays at the system level. It does not go into the different solar and battery segments, whether residential, commercial, industrial, or utility scale. Those distinctions deserve an article of their own.
Today, for peak capacity, new hydropower peaking plants no longer appear fully competitive with batteries. At comparable power capacity, batteries offer lower costs, much shorter deployment timelines, and far greater operational flexibility.
So this is no longer just a technological complement. In some cases, batteries are becoming a credible, and often preferable, alternative to new peaking plants.
For illustration:
Tomago (Australia): a 500 MW, 2,000 MWh battery, about A$800 million (? C$750 million), or roughly C$1.5 million per MW installed, with a delivery timeline of about two years.
Churchill Falls Expansion (Labrador): a 1,100 MW peaking plant, with an estimated cost of C$4.6 billion including financing, or nearly C$4.2 million per MW, excluding the additional transmission line, relying on the existing reservoir, with commissioning planned for 2035.
At comparable power capacity, the gap is significant: roughly a factor of three in cost per MW, on top of radically different timelines and execution complexity.
The decisive difference, however, lies in how each asset is used. A peaking plant is dispatched for only a few dozen hours per year. A battery, by contrast, is used continuously to arbitrage across time, stabilize the grid, and manage peaks.
That versatility changes the nature of the investment: we move from a specialized asset used only marginally to a multi-purpose asset that is called upon continuously.
Moving Energy Through Time… And Space
In practical terms, the system can work differently.
Outside peak periods, electricity is produced in the north from hydropower, or in the south from solar and wind. That energy is then transported and stored in batteries, particularly near load centres.
During peak periods, that energy is discharged locally.
This mechanism reduces stress on the grid, lowers dependence on peak-oriented infrastructure, and makes better use of existing assets.
It also makes it possible to absorb occasional excess generation, for example, when spring freshets, strong wind output, and strong solar output on mild days occur at the same time. In that case, the energy is stored and redistributed later, when it can be consumed.
A Systemic Effect: Once Installed, Batteries Change Everything
A battery installed for the winter peak does not serve only in cold weather.
It becomes a central system asset:
It smooths solar output on a daily basis.
It enables arbitrage between off-peak and peak hours.
It supports grid frequency and stability.
It reduces cycling and wear on turbine-generator sets.
Above all, it makes it possible to reserve hydropower for what it does best: seasonal storage and long-duration management.
That potential, however, can only be fully realized if the whole system is operated in an integrated way. Forecasting hydro inflows, solar and wind output, anticipating demand, coordinating generation, and managing battery charging and discharging cycles: the triplet raises the system’s optimization requirements. This raises the value of more advanced tools, and also opens up relevant uses for artificial intelligence.
Solar: Low-Cost Fuel for the System
Solar plays a key role in the triplet proposed for Québec.
Its strength is twofold: it can be deployed quickly, and it provides low-cost energy. In Australia, installed solar costs have now fallen to levels low enough to change the economics of the power system. Expressed in power terms, they are on the order of C$1.1 to C$1.5 million per MW, while providing additional energy at very low cost.
These costs also reflect a development, installation, and interconnection ecosystem that is now highly mature in Australia. They therefore do not automatically translate to Québec, where solar is still at an early stage. But they do show what becomes achievable as the sector matures.
It is also worth noting that Hydro-Québec has recently taken an important step in this direction, by launching financial support for the purchase of solar panels and setting a target of 125,000 self-generating customers by 2035.
In this architecture, solar produces mostly in summer and, of course, during the day. That energy can be used immediately, shifted within the day thanks to batteries, or indirectly carried forward to winter by reducing hydropower output and allowing more water to be stored in reservoirs.
Solar is, therefore, not just an additional source of generation. It is a low-cost resource whose value can be shifted within the system. It reduces the immediate use of hydropower and increases the value of storing electricity in batteries.
An Illuminating Economic Comparison
This complementarity is also reflected in broad economic orders of magnitude.
We can push the reasoning a bit further with the proposed Gull Island hydro generating station in Labrador. The project targets 2,250 MW, about 12 TWh of dispatchable annual generation, and an estimated cost of C$24.9 billion.
Using, for illustration, a battery cost of about C$1.5 million per MW, an equivalent 2,250 MW of battery capacity would represent about C$3.4 billion. This comparison with battery costs remains imperfect: it captures well the value of daily modulation, but not the full sustained support capability that hydropower plants can provide over several days. Even so, if we attribute that portion of Gull Island’s cost to its power and dispatch function, more than C$21 billion remains to be explained for the energy function. That is a large amount for 12 TWh.
Using reasonable working assumptions inspired by costs observed in Australia, an annual volume of solar energy equivalent to 12 TWh could be deployed for about C$11 to C$14 billion, which would correspond to roughly 9,100 MW installed, based on an approximately 15% capacity factor that can be expected in Québec. About half the cost of Gull Island.
This exercise is not a perfect equivalence. 9,100 MW of solar capacity would be a very large build-out. Gull Island also provides dispatchable output and winter value that solar alone cannot provide. But it highlights an important point: once the flexibility function is isolated, even approximately, the “energy” component of a large hydropower project such as Gull Island appears more expensive than a solar alternative producing the same annual volume.
Hydropower: from Flexible Assets to Strategic Reserve
In this context, the role of hydropower evolves.
It remains essential, but its use becomes more strategic.
Rather than being called on continuously for short-term flexibility, it can be increasingly reserved for:
Seasonal management.
Prolonged periods of low solar or wind output.
System security.
This reduces the mechanical stress associated with frequent cycling and maximizes the value of an asset that already exists.
And Wind?
Wind fits naturally into this logic.
Its output, often higher in winter, is particularly useful in Québec’s context. But, like solar, it increases the value of storing electricity in batteries and of flexibility.
It does not compete with the triplet. It strengthens it. Perhaps we should speak of a quadruplet.
A Different Economic Logic
From an economic and energy planning perspective, the triplet changes the nature of investment.
It makes it possible to substitute some heavy, slow-to-deploy, and lightly used infrastructure with modular, rapidly installed, multi-purpose assets.
It also improves system management and the pacing of investment. Because solar and batteries can be deployed in stages, it becomes easier to slow down or accelerate depending on actual demand growth, cost trends, grid constraints, or energy-efficiency gains.
It also strengthens Hydro-Québec’s arbitrage capacity in neighbouring electricity markets, whose model already relies in part on exporting during peak periods and importing off-peak, in addition to long-term contracts.
Conclusion: a Machine for Travelling Through Time
At heart, the hydro-solar-batteries triplet turns the electricity system into a time travel machine.
It makes it possible to decide when to produce, when to store electricity in batteries, and when to use it.
In a context of uncertainty, growing demand, and deployment constraints, that capability becomes more valuable than the simple addition of capacity.
The issue is, therefore, no longer just producing more. It is better exploiting, across time and space, the electricity we are capable of producing, and extracting more value from it.
Le débat énergétique reste souvent enfermé dans une logique simple : si la demande augmente, il faudrait construire davantage de capacité de production, notamment pour répondre aux pointes.
Les efforts d’efficacité énergétique et de sobriété peuvent bien sûr ralentir le rythme d’ajout de nouvelles installations. Mais ils ne changent pas le fond du problème : il faut quand même décider comment organiser le système.
La réponse implicite à l’augmentation de la demande consiste alors à construire de nouvelles centrales et les infrastructures de transport associées. Au Québec, cela renvoie typiquement à de nouveaux projets hydroélectriques d’envergure.
C’est précisément cette logique que le triplet hydro–solaire–batteries invite à revoir. Son intérêt n’est pas seulement d’ajouter des actifs, mais de mieux gérer dans le temps et dans l’espace l’électricité que le système peut produire.
Le présent texte reste volontairement à un niveau systémique. Il n’entre pas dans le détail des différents segments du solaire et des batteries, qu’il s’agisse des installations résidentielles, commerciales, industrielles ou des parcs à grande échelle. Ces distinctions mériteraient un article à part entière.
Aujourd’hui, pour la capacité de pointe, les nouvelles centrales hydroélectriques ne semblent plus pleinement concurrentielles face aux batteries. À puissance comparable, ces dernières offrent des coûts plus faibles, des délais de déploiement beaucoup plus courts et une flexibilité d’usage nettement supérieure.
Il ne s’agit donc plus seulement d’un complément technologique. Dans certains cas, les batteries deviennent une alternative crédible, et souvent préférable, aux nouvelles centrales de pointe.
À titre indicatif :
Tomago (Australie) : batterie de 500 MW, 2?000 MWh, environ 800 M$ AUD (? 750 M$ CAD), soit environ 1,5 M$ par MW installé, avec un délai de réalisation de l’ordre de deux ans.
Churchill Falls Expansion (Labrador): centrale de pointe de 1?100 MW de puissance, coût estimé de 4,6 G$ CAD (incluant financement), soit près de 4,2 M$ par MW, sans compter la ligne de transport supplémentaire, en s’appuyant sur le réservoir existant, avec une mise en service prévue en 2035.
À puissance comparable, l’écart est significatif : environ un facteur trois sur le coût par MW, auquel s’ajoutent des délais et une complexité de réalisation sans commune mesure.
La différence déterminante tient toutefois à l’usage. Une centrale de pointe est mobilisée pendant quelques dizaines d’heures par année. Une batterie, elle, est utilisée en continu pour arbitrer dans le temps, stabiliser le réseau et gérer les pointes.
C’est cette polyvalence qui change la nature de l’investissement : on passe d’un actif spécialisé, utilisé de façon marginale, à un actif multi-usage, sollicité en permanence.
Déplacer l’énergie dans le temps… et dans l’espace
Concrètement, le système peut fonctionner autrement.
En dehors des pointes, l’électricité est produite au nord à partir de l’hydroélectricité, ou au sud à partir du solaire et de l’éolien. Cette énergie est ensuite transportée et stockée dans des batteries, notamment à proximité des centres de consommation.
En période de pointe, cette énergie est restituée localement.
Ce mécanisme permet de limiter la charge du réseau, de réduire la dépendance à des infrastructures de pointe et de mieux utiliser les actifs existants.
Il permet aussi d’absorber les excédents éventuels de production, par exemple lorsque les crues printanières, une forte production éolienne et une forte production solaire lors de journées clémentes se combinent. Dans ce cas, l’énergie est stockée pour être redistribuée plus tard, lorsque sa consommation est possible.
Un effet systémique : une fois installées, les batteries changent tout
Une batterie installée pour la pointe hivernale ne sert pas seulement par temps froid.
Elle devient un actif central du système :
Elle lisse la production solaire au quotidien.
Elle permet l’arbitrage entre heures creuses et heures de pointe.
Elle soutient la fréquence et la stabilité du réseau.
Elle réduit les cycles et l’usure des groupes turboalternateurs.
Surtout, elle permet de réserver l’hydroélectricité à ce qu’elle fait le mieux : le stockage saisonnier et la gestion sur de longues durées.
Ce potentiel ne pourra toutefois être pleinement réalisé que si l’ensemble est piloté de façon intégrée. Prévision des apports hydriques, solaires et éoliens, anticipation de la demande, coordination de la production et des cycles de charge et de décharge des batteries : le triplet accroît les exigences d’optimisation du système. Cela renforce la valeur d’outils de conduite plus sophistiqués, et ouvre aussi la porte à des usages pertinents de l’intelligence artificielle.
Le solaire : un carburant à faible coût pour le système
Le solaire joue un rôle clé dans le triplet proposé pour le Québec.
Sa force est double : il peut être déployé rapidement, et il fournit une énergie peu coûteuse. En Australie, les coûts installés du solaire se situent maintenant à des niveaux suffisamment bas pour changer l’économie du système électrique. Exprimés en puissance, ils sont de l’ordre de 1,1 à 1,5 M$ CAD par MW, tout en fournissant une énergie additionnelle à très faible coût.
Ces coûts reflètent aussi un écosystème de développement, d’installation et de raccordement désormais bien rodé en Australie. Ils ne se transposent donc pas automatiquement au Québec, où le solaire est embryonnaire. Ils montrent toutefois ce qu’il devient possible d’atteindre lorsque la filière gagne en maturité.
Il faut d’ailleurs souligner qu’Hydro-Québec vient de franchir un pas important dans cette direction, avec le lancement d’un appui financier à l’achat de panneaux solaires et un objectif affiché de 125?000 clients autoproducteurs à l’horizon 2035.
Dans cette architecture, le solaire produit surtout en été, et évidemment en journée. Cette énergie peut être utilisée immédiatement, déplacée dans la journée grâce aux batteries, ou indirectement reportée à l’hiver en réduisant la production hydroélectrique et en permettant d’accumuler davantage d’eau dans les réservoirs.
Le solaire n’est donc pas seulement une production additionnelle. C’est une ressource peu coûteuse dont la valeur peut être déplacée dans le système. Elle réduit l’usage immédiat de l’hydroélectricité et accroît la valeur du stockage dans des batteries.
Une comparaison économique éclairante
Cette complémentarité se reflète aussi dans les ordres de grandeur économiques.
On peut pousser le raisonnement un peu plus loin avec la centrale proposée de Gull Island, au Labrador. Le projet vise 2?250 MW, une production annuelle pilotable d’environ 12 TWh et un coût estimé de 24,9 G$.
Si l’on retient, à titre indicatif, un coût de batterie d’environ 1,5 M$ par MW, une capacité équivalente de 2?250 MW représenterait environ 3,4 G$. Cette comparaison avec le coût des batteries reste imparfaite : elle capture bien la valeur de la modulation quotidienne, mais non toute la capacité de soutien prolongé qu’un aménagement hydroélectrique peut fournir sur plusieurs jours. Malgré tout, en attribuant cette portion du coût de Gull Island à sa fonction de puissance et de pilotage, il resterait plus de 21 G$ à expliquer pour la fonction énergie. C’est beaucoup pour 12 TWh.
Avec des hypothèses de travail raisonnables inspirées des coûts observés en Australie, un volume annuel d’énergie solaire équivalent à 12 TWh pourrait être déployé pour un coût de l’ordre de 11 à 14 G$, ce qui correspondrait à environ 9?100 MW installés, sur la base d’un facteur d’utilisation d’environ 15 % auquel on peut s’attendre au Québec. Presque la moitié de Gull Island.
L’exercice n’est pas une équivalence parfaite. Une capacité solaire de 9?100 MW représente un volume considérable. Gull Island apporte aussi une production pilotable et une valeur hivernale que le solaire n’offre pas à lui seul. Mais il met en évidence un point important : une fois isolée, même approximativement, de sa fonction de flexibilité, la composante «?énergie?» d’un grand projet hydroélectrique comme Gull Island apparaît plus coûteuse qu’une alternative solaire produisant le même volume annuel.
L’hydroélectricité : d’actif flexible à réserve stratégique
Dans ce contexte, le rôle de l’hydro évolue.
Elle demeure essentielle, mais son utilisation devient plus stratégique.
Plutôt que d’être sollicitée en continu pour la flexibilité de court terme, elle peut être davantage réservée à :
la gestion saisonnière.
Les périodes prolongées de faible production solaire ou éolienne.
La sécurité du système.
Cela réduit les contraintes mécaniques liées aux cycles fréquents et maximise la valeur d’un actif déjà en place.
Et l’éolien??
L’éolien s’intègre naturellement à cette logique.
Sa production, souvent plus importante en hiver, est particulièrement utile dans le contexte québécois. Mais, comme le solaire, il accroît la valeur du stockage dans des batteries et de la flexibilité.
Il ne s’oppose pas au triplet. Il en renforce la pertinence. Peut-être devrait-on parler de quadruplet.
Une logique économique différente
Sur le plan économique et de planification énergétique, le triplet change la nature des investissements.
Il permet de substituer une partie des infrastructures lourdes, longues à déployer et faiblement utilisées, par des actifs modulaires, rapides à installer et multi-usages.
Il améliore aussi le pilotage du système et du rythme d’investissement. Parce que le solaire et les batteries peuvent être déployés par étapes, il devient plus facile de ralentir ou d’accélérer selon l’évolution réelle de la demande, des coûts, des contraintes réseau ou des gains d’efficacité énergétique.
Il renforce aussi la capacité d’arbitrage d’Hydro-Québec sur les marchés voisins de l’électricité, dont le modèle repose déjà en partie sur l’exportation en période de pointe et l’importation hors pointe, en complément de contrats à long terme.
Conclusion : une machine à voyager dans le temps
Au fond, le triplet hydro–solaire–batteries transforme le système électrique en une machine à voyager dans le temps.
Il permet de décider quand produire, quand stocker l’électricité dans des batteries et quand l’utiliser.
Dans un contexte d’incertitude, de croissance de la demande et de contraintes de déploiement, cette capacité devient plus précieuse que la simple addition de capacité.
L’enjeu n’est donc plus seulement de produire plus. Il est de mieux exploiter, dans le temps et dans l’espace, l’électricité que nous sommes capables de produire, et d’en extraire davantage de valeur.
It is good to see Hydro?Québec finally supporting the expansion of solar.
Since March 31, 2026, Hydro Québec has been offering a subsidy for solar panels, with a target of 125,000 prosumers. Today, there are roughly 1,000. This signal is critical to kick-start a market.
Fifteen years ago, at Hydro One, I worked on business modelling for the smart grid transformation.
At the time:
More than 25,000 residential and commercial PV installations were already in place.
Utility-scale solar plants were connected directly to the distribution grid.
What Québec is now beginning to consider was already being deployed elsewhere more than a decade ago.
A Clear Global Trajectory
Solar is now the fastest-growing source of electricity worldwide. Including in regions comparable to Québec.
Take Sweden:
Similar population.
Further north.
Lower level of final electrification.
By the end of 2025: ~5.4 GW of solar generation installed.
That is the same order of magnitude as what Québec projects in its integrated energy system plan (PGIRE)… for 2050.
And Sweden is still accelerating by simplifying permitting.
The message is clear: solar is not marginal. It is structural.
The Australian Example
To understand the gap, look at a market that has already gone through this phase.
Australia shares several characteristics with Canada: large territory, abundant resources, a developed economy, and a historically centralized power system.
Utility scale: ~AUD 1,600/kW (~CAD 1,500/kW), going down to $ 1,000 by 2035.
Rooftop: ~AUD 1,200/kW (~CAD 1,100/kW), approaching $ 1,000 by 2035.
Approaching $1/W, before subsidies. Surprisingly, rooftop solar is cheaper to build per kW, although annual generation (kWh/kW) is better for larger, better-optimized solar farms.
Why these costs in Australia?
Global industrialization of modules.
Standardization.
Repetition.
Installation ecosystem.
Volume.
Solar is modular: the more you build, the simpler and cheaper it gets.
A large share of costs is local (installation, engineering, permitting). These decline with experience.
In Canada/Québec: ~1.6 to $3.0/W, with rooftop more expensive.
This is not structural.
It is an ecosystem gap.
A Misunderstood Difference
The key factor is speed.
Solar is built in weeks or months for customer installations, or a couple of years for large-scale projects. Major hydro projects take 10–15 years.
With the same technology, installation is broadly comparable across geographies, even if slowed in winter. Sunshine and climate are often cited. They are not the main issue.
The real difference:
Australia has been building for 15 years.
Québec is just starting.
Solar is not cheap where there is more sun. It is cheap where it is actually deployed.
Underestimated Advantages
Solar complements hydro: distributed production, predictable costs, and contribution during cold. Coupled with batteries, it reduces pressure on turbines and peak demand, especially as the coldest days are usually sunny.
Result: better social acceptability and, more importantly, much greater flexibility.
In mid-transition, this creates optionality.
With small, fast projects, you can slow down, stop, or resize without major sunk costs. Mistakes are cheaper. Large projects concentrate risk.
In an uncertain environment, this becomes a strategic advantage.
What This Implies
Solar is also an industrial project: installation, engineering, grid integration, partial manufacturing. Deployment builds capabilities and companies locally, creating value here.
Three takeaways:
Solar is not experimental. It is already deployed at scale.
Costs depend on volume and on the ecosystem built through experience.
The constraint is institutional and organizational, not technological.
What Next?
Québec can catch up quickly, provided we do what worked elsewhere:
Move from pilots to sustained, predictable programs.
Simplify and standardize.
Learn by deploying.
Treat solar as a normal component of the system.
The tipping point is simple: When treated as an industry, solar becomes competitive.
Il est bon de voir Hydro Québec soutenir enfin l’expansion du solaire.
Depuis le 31 mars 2026, Hydro?Québec offre une subvention à l’achat de panneaux solaires, avec un objectif de 125?000 autoproducteurs. Aujourd’hui, on en compte environ 1?000. Ce signal est déterminant pour enclencher un marché.
Parc solaire : ~1?600 $AUD/kW (~1?500 $CAD), tendant vers 1?000 $ en 2035.
Sur toiture : ~1?200 $AUD/kW (~1?100 $CAD), approchant 1000 $ en 2035.
On s’approche de 1 $/W, avant subventions. Fait surprenant : le solaire en toiture est moins cher à construire par kW, quoique la production annuelle (kWh/kW) soit meilleure pour les grands parcs solaires, mieux optimisés.
Pourquoi ces coûts en Australie??
Industrialisation mondiale des modules.
Standardisation.
Répétition.
Écosystème d’installation.
Volume.
Le solaire est modulaire : plus on en construit, plus ça devient simple et moins coûteux.
Une part importante des coûts est locale (installation, ingénierie, permis). Et ils baissent avec l’expérience.
Au Canada/Québec : ~1,6 à 3,0 $/W, le solaire en toiture étant plus cher.
Ce n’est pas structurel.
C’est un écart d’écosystème.
Une différence mal comprise
Le facteur clé est la vitesse.
Le solaire se construit en semaines ou mois pour les installations chez les clients, ou deux ou trois ans pour les parc de grande taille. Les grands ouvrages hydroélectriques prennent 10 à 15 ans.
À technologie identique, l’installation en Australie ou au Canada est comparable, même si ralentie en hiver. On invoque souvent l’ensoleillement ou le climat. Ce n’est pas l’essentiel.
La vraie différence :
L’Australie construit depuis 15 ans.
Le Québec démarre.
Le solaire n’est pas cher là où il fait moins soleil. Il est cher là où on ne le déploie pas.
Des avantages sous-estimés
Le solaire complète l’hydro : production distribuée, coûts prévisibles. Couplé aux batteries, il réduit la pression sur les turbines et les pointes, surtout que les journées froides sont généralement ensoleillées.
Hydro : risque hydrologique pluriannuel. Solaire/éolien : variabilité de court terme, stabilité relative d’une année à l’autre.
La différence clé est le profil de risque.
Un grand projet :
Immobilise du capital et du territoire pour des décennies.
Suscite souvent de l’opposition.
Est difficile à ajuster.
Le solaire :
Se déploie par incréments.
S’ajuste rapidement.
Coexiste avec d’autres usages.
Conséquence : meilleure acceptabilité et surtout plus de flexibilité.
En mi?transition, cela donne de l’optionalité.
Avec des projets petits et rapides, on peut ralentir, arrêter ou redimensionner sans coûts irrécupérables majeurs. Les erreurs coûtent moins cher. Les grands projets, eux, concentrent les risques.
Dans un contexte incertain, c’est un avantage stratégique.
Ce que cela implique
Le solaire est aussi un projet industriel : installation, ingénierie, intégration réseau, fabrication partielle. Le déploiement crée des compétences et des entreprises qui créent de la valeur ici.
Trois points :
Le solaire n’est pas expérimental. C’est déjà déployé à grande échelle.
Les coûts dépendent du volume et de l’écosystème construit avec l’expérience.
Le frein est institutionnel et organisationnel, pas technologique.
Et maintenant??
Le Québec peut rattraper rapidement, à condition de faire ce qui marche ailleurs :
Passer des pilotes à un programme soutenu et prévisible.
Simplifier et standardiser.
Apprendre en déployant.
Intégrer le solaire comme une composante normale du système.
Le point de bascule est simple : Traité comme une industrie, le solaire devient compétitif.
