Hydro Québec a annoncé la semaine dernière avoir reçu 60 soumissions totalisant 481 MW dans le cadre de son premier appel d’offres solaire de 300 MW.

C’est un signal important pour toute l’industrie. Mais il faut éviter deux lectures simplistes : ni minimiser l’importance de cette étape ni conclure trop vite à l’émergence d’un marché mature.

Note : Ce texte a été relu avant publication par plusieurs personnes du secteur. Leurs commentaires ont permis d’en valider la solidité et la clarté. Elles se reconnaîtront.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/500-mw-de-projets-pour-300-vis%25C3%25A9s-un-test-%25C3%25A0-grande-%25C3%25A9chelle-marcoux-cdule/)

Une entrée officielle du solaire dans le système

Le premier constat est institutionnel.

Le solaire photovoltaïque entre officiellement dans le système énergétique québécois comme une composante reconnue et organisée. Ce n’est plus un sujet marginal ou expérimental.

La soumission de 60 projets, répartis dans 14 régions, avec une implication significative des communautés locales et autochtones, confirme qu’un écosystème est en train d’émerger.

Mais ce signal ne doit pas être confondu avec une industrialisation.

Un marché en émergence : concurrence réelle, mais encore limitée

Les soumissions totalisent 481 MW pour un appel d’offres de 300 MW. Il y a donc concurrence, mais elle demeure modérée.

Dans les marchés matures, la sursouscription est souvent beaucoup plus élevée, portée par des développeurs capables de multiplier les projets et d’opérer à grande échelle. Ici, le marché est encore en phase de structuration.

Deux caractéristiques ressortent.

D’abord, une concentration marquée. Quelques promoteurs ont déposé de véritables portefeuilles, totalisant plusieurs dizaines de MW chacun. Natural Forces , Innergex et NUTRINOR COOPÉRATIVE se distinguent, avec des ensembles de projets qui représentent environ les deux tiers du volume visé.

Ensuite, une longue traîne de petits projets. Une majorité de soumissionnaires ne présentent qu’un ou deux projets, souvent de taille limitée. Même certains acteurs structurés, comme BluEarth Renewables , ont privilégié une approche sélective.

Le tissu local est toutefois bien présent : 13 des 17 soumissionnaires sont basés au Québec, pour 28 projets totalisant 286 MW. Plusieurs acteurs d’ailleurs au Canada ont créé des entités dédiées pour opérer dans ce contexte.

La participation autochtone est également notable, avec une proportion importante de projets impliquant des communautés locales.

Enfin, l’absence relative de grands développeurs internationaux mérite d’être notée. Des acteurs comme EDF, Iberdrola , Enel Group ou NextEra ne sont pas présents. Cela peut contribuer à expliquer le niveau de concurrence observé et semble cohérent avec certaines contraintes de l’appel d’offres — notamment la taille des projets, la structure et les exigences — moins alignées avec des modèles de déploiement à grande échelle.

En synthèse : le marché existe et répond présent, mais il n’a pas encore atteint la profondeur et le niveau d’industrialisation observés ailleurs.

Un design d’appel d’offres qui structure et contraint le marché

Le point central réside dans la manière dont Hydro-Québec a structuré cet appel d’offres.

Les projets doivent être inférieurs à 25 MW et raccordés au réseau de distribution. Ils doivent également respecter des échéances strictes et des critères rigoureux en matière de contenu local, de retombées économiques, de partenariats et de spécifications techniques.

Ce design répond à des objectifs légitimes :

• limiter les impacts sur le réseau
• favoriser l’acceptabilité sociale
• maximiser les retombées au Québec

Mais il a aussi des effets structurants et contraignants.

Il impose un modèle fragmenté, limite les économies d’échelle, complexifie la réalisation des projets, restreint le transfert de connaissances en provenance de marchés plus matures et s’accompagne d’exigences techniques serrées qui tendent à augmenter les coûts.

À cela s’ajoute un biais vers des équipements préqualifiés. Hydro-Québec maintient notamment une liste d’onduleurs admissibles. S’en écarter implique des validations supplémentaires (essais, rapports de laboratoire, exigences manufacturières), ce qui augmente le fardeau technique et les délais, tout en réduisant la flexibilité technologique. En pratique, cela limite la concurrence entre fournisseurs d’équipements et peut contraindre les promoteurs à retenir des solutions plus coûteuses ou moins optimisées, avec un impact direct sur le coût des projets.

Un modèle avec information incomplète

Un élément plus subtil, mais important, concerne l’information disponible sur le réseau.

Dans le modèle actuel, les soumissionnaires avancent avec une information partielle sur la capacité du réseau. Les études détaillées d’intégration sont réalisées après le dépôt des soumissions.

À bien des égards, cela ressemble à une partie de «?Battleship?» : on choisit un point, on soumet… et on découvre après coup si l’emplacement était viable.

Ce n’est pas un hasard complet. Les promoteurs s’appuient sur un ensemble de règles et de repères empiriques pour guider leurs choix. Mais l’incertitude demeure significative.

À titre de comparaison, en Ontario, des informations sur la capacité disponible du réseau de distribution sont rendues publiques, notamment pour les lignes de moyenne tension. À l’inverse de la logique de «?Battleship?», cette transparence revient à jouer avec une carte où l’emplacement des cibles est en partie visible avant de tirer : l’incertitude diminue en amont et l’allocation des projets s’en trouve nettement améliorée.

Le coût caché : le transfert de risque

Une part importante du risque est ainsi transférée aux promoteurs :

• obtention des permis
• raccordement
• respect du calendrier
• incertitude sur l’intégration réseau

Ce choix est cohérent du point de vue d’Hydro-Québec.

Conséquence mécanique : les promoteurs intègrent ces risques dans leurs prix.

Autrement dit, en tentant de réduire le risque de la compagnie d’électricité, le système dans son ensemble augmente le coût des projets.

Un cadre de financement plus contraignant

Les questions soumises dans le cadre de l’appel d’offres sont révélatrices.

Plusieurs portent sur la structure des revenus, les clauses contractuelles ou les mécanismes de compensation.

Ce sont des signaux classiques d’un enjeu de financement.

Dans ce contexte :

• le coût du capital augmente
• les marges de sécurité sont plus élevées

L’incertitude sur l’intégration au réseau vient amplifier ce phénomène : en l’absence de visibilité ex ante sur la capacité et les coûts d’intégration, les promoteurs et leurs financiers doivent intégrer une prime de risque supplémentaire.

Résultat : le prix du kWh en reflète une partie.

Un processus long, révélateur des contraintes

Il faut aussi regarder le facteur temps.

Le processus s’étend sur plusieurs années :

• préparation vraisemblablement amorcée après le Plan d’action 2035 (2023)
• accélération à la suite du décret no 1376?2024
• appel d’offres publié en 2025
• soumissions déposées en 2026
• décision attendue en 2027
• mise en service prévue en 2029

Autrement dit, six ans entre l’impulsion initiale et la production d’électricité.

Ce délai est long en comparaison des régions où le solaire est mature, mais il reflète la réalité du cadre québécois :

• exigences réglementaires
• coordination réseau
• acceptabilité sociale
• structuration d’un marché émergent

Dans ce contexte, la lenteur relative du processus est aussi le résultat d’un choix de prudence.

Cela dit, si l’objectif de 3?000 MW de solaire d’ici 2035 est maintenu, le rythme devra s’accélérer de manière significative, notamment par des actions concrètes comme la préqualification de points de raccordement, la publication de la capacité disponible sur le réseau, la standardisation accrue des contrats, l’augmentation de la taille des appels d’offres et la simplification des processus d’autorisation.

Comparaison utile : l’Ontario

Le contraste avec l’Ontario est instructif.

En avril 2026, l’Ontario a annoncé des contrats totalisant 1?315 MW (solaire et éolien) à un coût moyen d’environ 8,8 ¢/kWh.

Plusieurs éléments ressortent :

• des volumes beaucoup plus importants
• une concurrence plus large
• un écosystème déjà développé

Sans être un marché parfaitement mature, l’Ontario dispose d’une base industrielle plus avancée dont le Québec pourrait s’inspirer.

On observe ainsi deux approches : une approche prudente et fortement encadrée au Québec, et une approche plus industrialisée en Ontario, davantage axée sur la mise à l’échelle et la réduction des coûts.

Ces différences influencent directement les coûts, les délais et la capacité à passer à l’échelle.

Conclusion

Cet appel d’offres marque une étape importante.

Il permet d’introduire le solaire dans le système québécois dans un cadre structuré et prudent.

Mais il met aussi en évidence les défis à venir : coûts, délais, capacité d’exécution et structuration de l’écosystème.

Le solaire n’est pas intrinsèquement coûteux.

Mais la façon dont on choisit de l’intégrer au système peut l’être.

La prochaine étape sera déterminante : passer d’un projet pilote encadré à une véritable capacité de déploiement à grande échelle.

Hydro Québec announced last week that it had received 60 bids totalling 481 MW for its first 300 MW solar call for tenders.

This is an important signal for the entire industry. But we must avoid two simplistic readings: neither minimizing the importance of this step nor concluding too quickly that a mature market is emerging.

Note: This text has been proofread by people in the industry before publication. Their comments validated its robustness and clarity. They may recognize themselves in this acknowledgement.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/500-mw-projects-300-targeted-large-scale-test-benoit-marcoux-yzgke/)

Solar formally enters the system

The first observation is institutional.

Solar photovoltaics is now formally entering Québec’s energy system as a recognized and organized component. It is no longer a marginal or experimental topic.

The submission of 60 projects, spread across 14 regions, with significant involvement from local and Indigenous communities, confirms that an ecosystem is beginning to emerge.

But this signal should not be mistaken for industrialization.

An emerging market: real competition, but still limited

The submissions total 481 MW for a 300 MW procurement. There is competition, but it remains moderate.

In mature markets, oversubscription is typically much higher, driven by developers capable of scaling and replicating projects.

Here, the market is still in a structuring phase.

Two characteristics stand out.

First, strong concentration. A few developers submitted full portfolios totalling tens of MW each. Natural Forces , Innergex and NUTRINOR COOPÉRATIVE stand out, with combined portfolios representing roughly two thirds of the targeted volume.

Second, a long tail of small projects. Most bidders submitted only one or two projects, often of limited size. Even structured players like BluEarth Renewables adopted a selective approach.

The local base is nonetheless strong: 13 of the 17 bidders are Québec-based, representing 28 projects and 286 MW. Several Canadian players created dedicated entities to operate in this context.

Indigenous participation is also notable, with a significant share of projects involving local communities.

Finally, the relative absence of large international developers is worth noting. Players such as EDF, Iberdrola , Enel Group or NextEra are not present. This may help explain the level of competition observed and appears consistent with certain features of the procurement design—particularly project size, structure, and requirements—which are less aligned with large-scale industrial deployment models.

In summary, the market exists and is responding, but it has not yet reached the depth and level of industrialization seen elsewhere.

A procurement approach that structures and constrains the market

The central issue lies in how Hydro-Québec structured this procurement.

Projects must be under 25 MW and connected to the distribution network. They must also meet strict timelines and rigorous requirements regarding local content, economic benefits, partnerships, and technical specifications.

This design serves legitimate objectives:

• limiting impacts on the grid
• ensuring social acceptability
• maximizing local economic benefits

But it also has structuring and constraining effects.

It imposes a fragmented model, limits economies of scale, increases project complexity, restricts knowledge transfer from more mature markets, and introduces tight technical requirements that tend to increase costs.

In addition, there is a bias toward prequalified equipment. Hydro-Québec maintains a list of approved inverters. Deviating from this list requires additional validation (testing, lab reports, manufacturer requirements), increasing technical burden and timelines while reducing technological flexibility. In practice, this limits competition among equipment suppliers and may force developers to select more expensive or less optimized solutions, directly impacting project costs.

A model with incomplete information

A more subtle but critical issue concerns the availability of grid information.

In the current model, bidders move forward with partial information on grid capacity. Detailed integration studies are conducted only after submissions are filed.

In many ways, this resembles a game of “Battleship”: you pick a location, submit… and only later find out whether the site was viable.

This is not purely random. Developers rely on rules and empirical heuristics. But uncertainty remains significant.

By contrast, in Ontario, information on available distribution capacity—particularly on medium-voltage lines—is publicly available. Unlike the “Battleship” approach, this transparency is akin to playing with a map where target locations are partially visible before making a move: uncertainty is reduced upfront, and project allocation improves significantly.

The hidden cost: risk transfer

A significant portion of risk is transferred to developers:

• permitting
• interconnection
• schedule compliance
• grid integration uncertainty

This approach is coherent from Hydro-Québec’s perspective.

But it has a mechanical effect: developers incorporate these risks into their pricing.

To put it another way, when the utility lowers its own risk, it ultimately leads to higher overall project costs.

A more constrained financing environment

The questions submitted during the procurement process are revealing.

Many relate to revenue structure, contractual clauses, and compensation mechanisms.

These are typical indicators of financing concerns.

In this context:

• cost of capital increases
• risk buffers grow

Uncertainty around grid integration amplifies this effect: without ex ante visibility on capacity and integration costs, developers and lenders must incorporate an additional risk premium.

Result: part of this is reflected in the price per kWh.

A long process, reflecting structural constraints

Time is also a critical factor.

The process spans several years:

• likely initiated after the 2035 Action Plan (2023)
• accelerated following decree no. 1376–2024
• procurement launched in 2025
• bids submitted in 2026
• decision expected in 2027
• commissioning planned for 2029

In other words, roughly six years between initial policy direction and electricity production.

This timeline is long compared to more mature solar markets, but it reflects Québec’s institutional context:

• regulatory requirements
• grid coordination
• social acceptability
• structuring of an emerging market

In this context, the slower pace also reflects a deliberate choice for prudence.

That said, if the target of 3,000 MW of solar by 2035 is to be met, the pace will need to accelerate significantly. This will likely require concrete actions such as prequalifying interconnection points, publishing available grid capacity, standardizing contracts, increasing procurement sizes, and simplifying permitting processes.

A useful comparison: Ontario

The contrast with Ontario is instructive.

In April 2026, Ontario awarded contracts totalling 1,315 MW (solar and wind) at an average cost of approximately 8.8¢/kWh.

Several elements stand out:

• much larger volumes
• broader competition
• a more developed ecosystem

While not a fully mature market, Ontario benefits from a more advanced industrial base from which Québec could draw lessons.

Two approaches emerge: a cautious and tightly structured model in Québec, and a more industrialized, scale-driven approach in Ontario focused on cost reduction.

These differences directly influence costs, timelines, and the ability to scale.

Conclusion

This procurement marks an important step.

It introduces solar into Québec’s system in a structured and cautious manner.

But it also highlights the challenges ahead: costs, timelines, execution capacity, and ecosystem development.

Solar is not inherently expensive.

But the way it is integrated into the system can be.

The next phase will be decisive: moving from a controlled pilot approach to true large-scale deployment.