L’ Institut de l’énergie Trottier a publié en octobre 2025 un rapport signé par Éloïse Edom et Normand Mousseau sur la définition intégrée de la pointe de demande d’électricité dans les régions de climat froid, avec le Québec comme cas d’analyse. (Voir https://iet.polymtl.ca/publications/rapport/definition-integree-pointe.)

Je connais Normand Mousseau et j’ai donc lu ce rapport avec intérêt. Il me semble utile sur un point très précis : il aide à mieux comprendre ce qu’est vraiment la pointe hivernale québécoise.

Le sujet peut sembler technique. Il ne l’est pas seulement.

Dans un système électrique comme celui du Québec, la pointe hivernale est une contrainte structurante. Le réseau est conçu pour elle. Les contrats d’approvisionnement, les capacités de transport et de distribution, les programmes d’effacement, les tarifs et une bonne partie des investissements sont organisés autour de quelques heures, ou de quelques jours, où le réseau est fortement sollicité.

Le mérite principal du rapport est de déplacer la discussion.

On parle souvent de la pointe comme d’un moment : l’heure la plus élevée de l’année. Le rapport propose plutôt de la regarder comme un phénomène dans le temps, avec une puissance, une durée, une énergie à déplacer et une période d’accumulation avant l’événement de pointe.

C’est, à mon avis, la contribution la plus intéressante du document.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/la-pointe-hivernale-est-un-probl%25C3%25A8me-de-flexibilit%25C3%25A9-pas-benoit-marcoux-fqice/)

Une méthode pour penser la pointe dans le temps

La méthode mérite d’être expliquée simplement, parce qu’elle n’est pas évidente à la première lecture.

Pour une fenêtre donnée, par exemple 36 ou 72 heures autour de la pointe annuelle, la méthode demande jusqu’où on peut abaisser la puissance maximale appelée si l’énergie excédentaire au-dessus de ce nouveau plafond est accumulée avant l’événement de pointe, puis restituée pendant la pointe.

Les auteurs partent de la courbe horaire de demande d’électricité, soit 8760 heures dans l’année. Ils calculent ensuite une puissance moyenne, appelée «?puissance plafond?», pour différentes fenêtres de temps avant la pointe : 12 heures, 36 heures, 72 heures, 96 heures, etc.

Lorsque la demande dépasse ce plafond, il y a un événement de pointe.

L’énergie à déplacer correspond alors à l’aire entre la courbe réelle de demande et la puissance plafond. Ce n’est donc pas toute la consommation de la période qu’il faut déplacer. C’est seulement la partie qui dépasse le plafond.

Le rapport identifie ensuite l’événement de pointe critique, soit celui où cette aire est la plus grande. C’est cet événement qui exige le plus d’énergie à déplacer.

Enfin, les auteurs calculent combien de temps il aurait fallu pour accumuler cette énergie avant la pointe. Ils supposent que l’accumulation se fait dans les heures qui précèdent immédiatement l’événement, que le système est initialement vide, et qu’il n’y a pas de pertes.

Cette hypothèse de recharge immédiatement avant la pointe est importante. La durée d’accumulation ne dépend pas seulement de l’énergie à déplacer. Elle dépend aussi du profil de demande avant la pointe. Si le réseau est déjà fortement sollicité avant l’événement, il reste moins de marge pour recharger. Si la demande est plus basse, il y en a plus.

C’est ce qui rend l’approche intéressante. Elle ne regarde pas seulement la pointe elle-même. Elle regarde aussi ce qui se passe avant.

Le graphique ci-dessus illustre bien la logique. La courbe bleue pointillée montre la demande historique, avec un pic de 42,5 GW. La courbe verte montre la moyenne mobile sur 72 heures. La ligne pointillée noire donne le plafond correspondant, ici autour de 36,3 GW. La zone bleue au-dessus du plafond représente l’énergie à lisser pendant l’événement de pointe. La zone verte en amont représente l’énergie à accumuler avant la pointe.

C’est cette relation entre le creux avant l’événement et l’excédent pendant la pointe qui donne à l’approche son intérêt opérationnel.

Ce que montrent les ordres de grandeur

Lors des deux hivers étudiés, la pointe annuelle du réseau québécois se situait autour de 40 à 42 GW.

Dans ce contexte, une fenêtre de 36 heures permettrait déjà d’abaisser la pointe d’environ 3,5 à 3,9 GW, en déplaçant environ 13 à 15 GWh d’énergie. Cela représente près d’un dixième de la pointe annuelle.

Pour une fenêtre de 72 heures, la réduction passerait à environ 5,2 à 6,1 GW, avec environ 40 à 97 GWh à déplacer selon l’hiver analysé. On parle alors d’environ un septième de la pointe annuelle.

Ces chiffres peuvent sembler énormes. Ils le sont moins lorsqu’on les compare aux déploiements récents de batteries ailleurs.

La Californie a déjà installé plus de 20 GW de stockage par batterie, en incluant les installations résidentielles, commerciales et de réseau. Dans le marché de CAISO, les batteries raccordées au réseau représentent maintenant plusieurs dizaines de GWh. Le Texas a lui aussi dépassé les 10 GW de batteries raccordées au réseau, avec plus de 20 GWh de capacité énergétique. En Europe, la capacité totale de stockage par batterie se mesure maintenant en dizaines de GWh. En Australie, le National Electricity Market a ajouté plus de 4 GW et plus de 10 GWh de batteries de réseau en seulement douze mois.

La comparaison n’est pas parfaite. Ces réseaux ne gèrent pas la même pointe, ni le même climat, ni la même structure de demande. Mais elle donne un ordre de grandeur : quelques GW et quelques dizaines de GWh ne sont plus des chiffres extravagants dans un système électrique moderne.

Il ne faut pas non plus imaginer que toute cette capacité devrait venir de grandes batteries de réseau appartenant au distributeur ou à un producteur. Une partie peut être raccordée au réseau de transport ou de distribution. Une autre peut être derrière le compteur, chez des clients résidentiels, commerciaux ou industriels, à condition qu’elle soit agrégée, pilotable et correctement rémunérée.

Cette valeur ne se limite pas à la pointe. Des batteries décentralisées peuvent aussi contribuer à la résilience lors de pannes. À mesure que l’électricité devient, pour plusieurs ménages, la seule source d’énergie finale, réduire l’impact des interruptions de service devient beaucoup plus concret qu’avant.

L’Australie illustre bien ce point. Les batteries derrière le compteur peuvent compter. Les batteries résidentielles installées en 2025 y représentent déjà plusieurs GWh de capacité, et l’Australie-Méridionale compte maintenant plus d’un GWh de batteries résidentielles à elle seule.

Pour la pointe, la localisation des batteries compte d’ailleurs autant que leur technologie. Une capacité placée près d’une contrainte de distribution ou derrière le compteur dans des bâtiments bien choisis peut s’avérer plus précieuse qu’une capacité équivalente située ailleurs dans le réseau.

Cette logique peut aussi changer la conception des nouveaux bâtiments. Plutôt que de dimensionner chaque bâtiment comme s’il pouvait tirer sans contrainte toute la puissance qu’il souhaite du réseau, on pourrait imposer ou encourager une puissance maximale appelée, tout en maintenant le même niveau de confort. Cela pousserait vers de meilleurs choix d’enveloppe, de chauffage, de stockage thermique, de batteries, de contrôle et de gestion locale de la demande.

72 heures d’analyse ne veulent pas dire 72 heures de stockage

C’est ici qu’une distinction importante doit être faite.

Une fenêtre d’analyse de 72 heures ne veut pas dire qu’il faut un système de stockage capable de fournir sa pleine puissance pendant 72 heures.

La fenêtre de 72 heures sert à comprendre le phénomène de pointe dans son contexte météorologique et opérationnel : l’arrivée du froid, la montée de la demande, la pointe elle-même, puis le retour à un niveau plus normal.

Le système de stockage, lui, doit surtout être capable de déplacer l’énergie excédentaire au-dessus d’un certain plafond de puissance.

Il faut donc partir de l’aire au-dessus du plafond. Cette aire donne les MWh à déplacer. Les MW indiquent ensuite la puissance nécessaire pour écrêter la pointe, heure par heure. Les deux dimensions sont indispensables, mais elles ne répondent pas à la même question.

Cette distinction évite une erreur fréquente : raisonner en «?heures de batterie?» avant même d’avoir regardé l’énergie à déplacer.

Pour la pointe hivernale, la bonne question n’est pas : combien d’heures de batterie faut-il??

La bonne question est plutôt : combien de MWh faut-il rendre disponibles, à quel moment, et avec combien de MW pour respecter le plafond visé??

Le coefficient C : utile, mais à manier avec soin

Une fois qu’on a bien séparé les deux questions, les MWh à déplacer et les MW nécessaires pour écrêter la pointe, on peut utiliser le coefficient C pour traduire cela en langage de batteries.

Le coefficient C exprime simplement le rapport entre la puissance de sortie et la capacité énergétique d’un système :

C = MW/MWh

Un système avec C = 0,5 correspond à 2 MWh par MW de puissance. C’est ce qu’on appelle souvent, par raccourci, un système «?2 heures?».

Un système avec C = 0,25 correspond à 4 MWh par MW de puissance, soit un système «?4 heures?». C’est aujourd’hui une configuration très courante pour les batteries de réseau. Au Texas, les systèmes de 2 heures sont aussi très présents, tandis que les systèmes de 4 heures se développent davantage.

Un système avec C = 0,125 correspond à 8 MWh par MW. Ces configurations existent dans les analyses technico-économiques, mais elles sont nettement moins courantes dans les déploiements actuels de batteries lithium-ion. Les configurations à C = 0,25 ou C = 0,5 offrent généralement plus de polyvalence, pour un surcoût de puissance souvent justifié par les services additionnels qu’elles peuvent rendre.

Mais il faut faire attention au langage.

Dire qu’un système est «?4 heures?» ne veut pas dire qu’il doit être déchargé en quatre heures. Cela veut dire qu’il peut fournir sa pleine puissance pendant quatre heures.

Il peut être déchargé à un rythme plus lent sur une période plus longue avec une puissance réduite. Sa puissance de sortie peut aussi varier d’heure en heure selon le besoin d’écrêtement, comme la zone bleue de l’exemple : plus forte au sommet de la pointe, plus faible sur ses flancs.

Par contre, il ne peut pas fournir toute son énergie en moins de quatre heures sans une chaîne de puissance plus importante, notamment un onduleur plus puissant.

Cette distinction compte aussi pour les coûts.

À capacité énergétique donnée, un système avec plus de MW coûte généralement plus cher, parce qu’il exige une chaîne de puissance plus robuste : onduleurs, transformateurs, protections et raccordement. À puissance donnée, un système avec plus de MWh coûte généralement plus cher parce qu’il exige davantage de cellules, de modules, de conteneurs, de contrôle thermique et de systèmes de sécurité.

Autrement dit, les MW et les MWh n’ont pas la même structure de coûts.

Ce que les données suggèrent pour les batteries

À partir des données du rapport, on peut calculer le ratio puissance-énergie implicite du système de stockage requis pour écrêter la pointe critique.

Pour les fenêtres de 12 et 36 heures, les résultats sont proches des systèmes de stockage par batterie courants en réseau. Selon l’hiver étudié, l’équivalent énergétique se situe entre environ 2,6 et 4,4 MWh par MW de puissance. On est donc dans l’ordre de grandeur des systèmes dits de 4 heures.

Pour une fenêtre de 72 heures, le portrait change. L’équivalent énergétique atteint environ 7,6 MWh par MW pour l’hiver 2021-2022, mais près de 16 MWh par MW pour l’hiver 2022-2023. Pour 96 heures, on arrive à environ 8 MWh par MW dans un cas, mais plus de 20 MWh par MW dans l’autre.

Ces ratios ne veulent pas dire qu’il faut nécessairement construire des systèmes de stockage avec ces coefficients C précis. Ils indiquent plutôt la relation entre la puissance à écrêter et l’énergie à déplacer pour les épisodes analysés.

Si on utilise des batteries typiques de celles déployées en réseau, par exemple des systèmes de 2 ou 4 heures, la capacité en MW pourrait être supérieure à celle strictement requise pour l’écrêtement de cette pointe hivernale. Ce surdimensionnement en puissance n’est pas forcément inutile. Il peut servir à d’autres usages : réponse rapide, services auxiliaires, arbitrage, congestion locale, ou soutien au réseau de distribution.

Mais l’enjeu central, pour une fenêtre de 72 heures, demeure la capacité énergétique disponible. Il faut assez de MWh pour couvrir l’aire au-dessus du plafond. Ensuite seulement vient la question du nombre de MW à installer et de la valeur des MW excédentaires pour d’autres services.

Il faut donc éviter deux erreurs.

La première serait de conclure qu’un phénomène analysé sur 72 heures exige du stockage de 72 heures. Ce n’est pas ce que montrent les données.

La seconde serait de conclure que les batteries doivent être exploitées selon un cycle court et répétitif, comme si elles devaient nécessairement se charger et se décharger une ou deux fois par jour. Ce n’est pas le bon cadre ici. Pour la pointe hivernale, il faut plutôt planifier la charge et la décharge sur un horizon plus long, en fonction de l’arrivée du froid, du profil de demande avant la pointe et de l’énergie à déplacer au-dessus du plafond.

Un tel lissage peut aussi réduire les cycles de démarrage et d’arrêt des groupes turboalternateurs, ce qui limite l’usure mécanique et améliore l’exploitation du parc existant.

Le point économique : MW évités contre MWh ajoutés

Cette lecture ouvre une question économique importante : quel est le bon équilibre entre les MW de pointe évités et les MWh de stockage ajoutés??

Du côté du réseau, les coûts sont surtout liés aux MW à desservir ou à éviter : production, approvisionnements, transport, distribution, marges de capacité et programmes d’effacement. Dans le contexte d’Hydro Québec , le calcul est plus complexe, car la valeur du MW évité dépend aussi des contrats de puissance interruptible et des autres outils de gestion de la pointe.

Du côté des batteries, les coûts se partagent entre la puissance et l’énergie. À puissance donnée, ajouter des MWh coûte surtout en cellules, modules, contrôle thermique et systèmes de sécurité. Dans la structure actuelle des coûts, le total demeure généralement plus sensible aux MWh, soit l’aire bleue à couvrir, qu’aux MW de puissance maximale.

Le projet Tomago, en Australie, donne un bon ordre de grandeur : 500 MW et 2?000 MWh, soit une batterie de 4 heures, pour un coût annoncé d’environ 800 millions de dollars australiens. Comme le dollar australien et le dollar canadien sont proches de la parité, cela donne environ 1,6 million de dollars canadiens par MW, ou environ 400?000 dollars canadiens par MWh.

Appliqué mécaniquement aux besoins identifiés dans le rapport, cela donnerait environ 5 à 6 milliards de dollars pour déplacer les 13 à 15 GWh associés à la fenêtre de 36 heures. Pour la fenêtre de 72 heures, avec 40 à 97 GWh à déplacer selon l’hiver, l’ordre de grandeur serait plutôt de 16 à 39 milliards de dollars.

Ces montants sont importants. Mais ils ne doivent pas être lus comme le coût d’une solution unique entièrement composée de batteries. Ils donnent plutôt un repère pour comparer les MWh requis avec le coût des infrastructures autrement nécessaires pour desservir la pointe.

La comparaison avec Hydro-Québec est instructive. Le rapport rappelle que les coûts évités de puissance utilisés par Hydro-Québec sont de l’ordre de 164 à 249 dollars par kW-an, selon que le kW additionnel exige ou non des ajouts en transport et distribution. Appliqué aux réductions de pointe du rapport, cela représente environ 0,6 à 1,0 milliard de dollars par année pour une fenêtre de 36 heures, et environ 0,9 à 1,5 milliard de dollars par année pour une fenêtre de 72 heures.

En comparant très simplement ces valeurs annuelles avec les coûts inspirés de Tomago, on obtient une période de recouvrement brute d’environ 5 à 10 ans pour la fenêtre de 36 heures. Pour la fenêtre de 72 heures, la fourchette devient beaucoup plus large, autour de 11 à plus de 40 ans, ce qui confirme que l’optimum économique n’est pas évident et dépend fortement de l’énergie à déplacer.

On peut aussi comparer avec la centrale prévue de Churchill Falls Extension. Ce projet ajouterait environ 1?100 MW de puissance pour un coût estimé à 4,6 milliards de dollars, financement inclus, soit autour de 4,2 millions de dollars par MW. Ce n’est pas directement comparable à des batteries : l’hydroélectricité apporte une capacité appuyée par un réservoir existant et une durée de vie très longue. Mais l’ordre de grandeur montre que la flexibilité par batteries, surtout pour des fenêtres comme 36 heures, mérite d’être évaluée sérieusement face aux nouvelles ressources centralisées de pointe.

Ce n’est pas une preuve de rentabilité. Il faudrait annualiser les coûts des batteries, tenir compte de leur durée de vie, de leur dégradation, du coût de recharge, de leur localisation et de la valeur des autres services rendus. Mais la comparaison suffit à montrer que le calcul doit être fait sérieusement.

Et il faut rappeler pourquoi Tomago est intéressant : ces coûts sont possibles dans un marché où l’écosystème de développement, d’approvisionnement, de construction, de raccordement et d’exploitation des batteries est déjà performant. Le coût d’une batterie ne dépend donc pas seulement de la technologie. Il dépend aussi de la maturité de l’écosystème qui la déploie.

Il existe probablement un point optimal entre les MW de pointe évités et les MWh de stockage ajoutés. Cet optimum n’est pas fixe. Il évolue avec le coût des batteries, le coût des infrastructures de réseau évitées, les conditions des contrats de puissance interruptible, la localisation des contraintes, le profil réel de la pointe et la valeur des autres services que le stockage peut rendre.

Le Québec est dans une position particulière

Le rapport porte sur la pointe hivernale au Québec. Ce contexte est particulier : forte électrification du chauffage, parc hydroélectrique dominant, pointe annuelle concentrée autour d’épisodes de grand froid, et forte capacité de pilotage du système par Hydro-Québec.

Ce n’est pas le même problème qu’un épisode de Dunkelflaute en Europe du Nord ou dans la région de la mer Baltique, où la difficulté vient d’une faible production éolienne et solaire sur plusieurs jours. Dans ce cas, le besoin peut réellement devenir un besoin de stockage ou d’approvisionnement longue durée.

Le Québec est particulièrement privilégié. Son parc hydroélectrique lui donne déjà une forme de stockage saisonnier à très grande échelle, qui ferait l’envie de bien des réseaux. Plusieurs cherchent encore à construire, ou à remplacer, une telle capacité par des solutions beaucoup plus coûteuses.

Les batteries ne doivent donc pas être pensées comme un substitut à ce stockage saisonnier. Elles peuvent plutôt le compléter, en ajoutant de la flexibilité de courte et moyenne durée là où le système hydroélectrique, le réseau ou les programmes d’effacement atteignent leurs limites opérationnelles.

Cela ne veut pas dire que l’approche serait propre au Québec seulement. Elle pourrait devenir pertinente dans d’autres régions nordiques qui électrifient rapidement le chauffage et les véhicules, notamment l’Ontario, le nord-est des États-Unis ou certains pays nordiques.

Ces régions pourraient elles aussi vouloir éviter de construire des infrastructures capables de livrer plusieurs GW pendant quelques heures de grand froid. La différence avec une Dunkelflaute européenne est importante : on parle ici d’une pointe aiguë, souvent liée au froid, et non d’un déficit prolongé de production renouvelable sur plusieurs jours.

Cette évolution pourrait même renforcer la valeur stratégique du Québec.

Si les réseaux voisins électrifient eux aussi leur chauffage, les pointes de froid risquent de devenir plus synchronisées. Dans ce contexte, compter sur les importations pendant les heures critiques deviendra moins fiable et plus coûteux. Le Québec a donc intérêt à développer sa propre flexibilité, mais aussi à devenir un chef de file dans la façon de gérer ce type de pointe.

C’est là que le rapport de l’IET ouvre une piste utile.

Il montre que la pointe hivernale québécoise n’est pas d’abord un problème d’énergie annuelle. C’est un problème de puissance, de temporalité et de synchronisation. L’énergie au-dessus du plafond de pointe demeure faible en proportion de la consommation annuelle, mais elle est concentrée au moment où le réseau est le plus contraint.

La vraie conclusion

La conclusion applicable au Québec n’est pas : «?Les batteries règlent tous les problèmes de stockage?».

Elle est plus précise.

Pour la pointe hivernale québécoise, 36 ou 72 heures peuvent constituer de bonnes fenêtres d’analyse, sans impliquer un besoin de stockage de la même durée.

Les données suggèrent plutôt un besoin de flexibilité modulable : assez de MWh pour couvrir l’aire au-dessus du plafond, assez de MW pour écrêter la pointe, et probablement un portefeuille combinant batteries, stockage thermique, effacement et pilotage de la demande.

Cette nuance est majeure.

Elle permet de passer d’un débat abstrait sur le stockage de longue durée à une discussion beaucoup plus concrète sur le dimensionnement des moyens de flexibilité, leur coût, leur localisation, leur pilotage et leur valeur systémique.

Le prochain pas serait de traduire cette approche en scénarios de déploiement réel.

Où placer les systèmes de stockage??

Combien de MWh faut-il rendre disponibles??

Combien de MW sont vraiment nécessaires??

Quelle part peut venir du réseau, et quelle part peut venir de ressources derrière le compteur??

Pour quels services combinés??

Avec quelle valeur évitée pour le réseau??

C’est à ce niveau que la discussion devient vraiment stratégique pour Hydro-Québec et pour le Québec.

n October 2025, the Institut de l’énergie Trottier published a report by Éloïse Edom and Normand Mousseau on an integrated definition of electricity peak demand in cold-climate regions, using Québec as the case study. (See https://iet.polymtl.ca/publications/rapport/definition-integree-pointe)

I know Normand Mousseau, so I read the report with interest. I find it useful on one very specific point: it helps clarify what Québec’s winter peak really is.

The topic may sound technical. It is not only technical.

In a power system like Québec’s, the winter peak is a structural constraint. The grid is designed around it. Supply contracts, transmission and distribution capacity, demand-response programmes, tariffs and a large share of investments are organized around a few hours, or a few days, when the system is under heavy stress.

The report’s main contribution is that it shifts the discussion.

We often talk about the peak as a moment: the highest hour of the year. The report instead proposes looking at it as a phenomenon that unfolds over time, with power, duration, energy to be shifted and a period of accumulation before the peak event.

That is, in my view, the most interesting contribution of the document.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/winter-peak-flexibility-problem-long-duration-storage-benoit-marcoux-p9iye/)

A Method for Thinking About the Peak Over Time

The method deserves to be explained simply, because it is not obvious on first reading.

For a given window, for example 36 or 72 hours around the annual peak, the method asks how far maximum demand could be lowered if the excess energy above a new ceiling were accumulated before the peak event, then returned during the peak.

The authors start with the hourly electricity demand curve, the 8,760 hours of the year. They then calculate an average power level, called a “power ceiling”, for different time windows before the peak: 12 hours, 36 hours, 72 hours, 96 hours, and so on.

When actual demand exceeds that ceiling, there is a peak event.

The energy to be shifted is the area between the actual demand curve and the power ceiling. So, it is not the full consumption over the period that needs to be shifted. It is only the portion above the ceiling.

The report then identifies the critical peak event, meaning the one where that area is the largest. That is the event requiring the most energy to be shifted.

Finally, the authors calculate how long it would have taken to accumulate that energy before the peak. They assume that accumulation occurs in the hours immediately before the event, that the system is initially empty, and that there are no losses.

This assumption of charging immediately before the peak matters. The duration of accumulation does not depend only on the energy to be shifted. It also depends on the demand profile before the peak. If the grid is already heavily loaded before the event, there is less room to charge. If demand is lower, there is more room.

That is what makes the approach interesting. It does not look only at the peak itself. It also looks at what happens before it.

The chart above illustrates the logic well. The dotted blue curve shows historical demand, peaking at 42.5 GW. The green curve shows the 72-hour moving average. The black dotted line gives the corresponding ceiling, here around 36.3 GW. The blue area above the ceiling represents the energy to be smoothed during the peak event. The green area before the peak represents the energy to be accumulated ahead of it.

It is this relationship between the dip before the event and the excess during the peak that gives the approach its operational value.

What the Orders of Magnitude Show

During the two winters studied, Québec’s annual system peak was around 40 to 42 GW.

In that context, a 36-hour window would already lower the peak by about 3.5 to 3.9 GW, while shifting about 13 to 15 GWh of energy. That is close to one tenth of the annual peak.

With a 72-hour window, the reduction would increase to about 5.2 to 6.1 GW, with about 40 to 97 GWh to shift, depending on the winter studied. That is roughly one seventh of the annual peak.

Those numbers can look huge. They look less so when compared with recent battery deployments elsewhere.

California has already installed more than 20 GW of battery storage, including residential, commercial and grid-scale systems. In the CAISO market, grid-connected batteries now represent several dozen GWh. Texas has also exceeded 10 GW of grid-connected batteries, with more than 20 GWh of energy capacity. In Europe, total battery storage capacity is now measured in dozens of GWh. In Australia, the National Electricity Market added more than 4 GW and more than 10 GWh of grid-scale batteries in only twelve months.

The comparison is not perfect. These grids do not manage the same peak, the same climate, or the same demand structure. But it gives an order of magnitude: a few GW and a couple of dozen GWh are no longer extravagant figures in a modern electricity system.

Nor should we imagine that all this capacity would have to come from large grid-scale batteries owned by the distributor or by a producer. Some can be connected to the transmission or distribution network. Some can be behind the meter, at residential, commercial or industrial customer sites, provided it is aggregated, controllable and properly compensated.

This value is not limited to peak management. Distributed batteries can also contribute to resilience during outages. As electricity becomes, for many households, the only final energy source, reducing the impact of service interruptions becomes much more concrete than it used to be.

Australia illustrates this point well. Behind-the-meter batteries can matter. Residential batteries installed in 2025 already represent several GWh of capacity, and South Australia alone now has more than one GWh of residential batteries.

For peak management, the location of batteries also matters as much as their technology. Capacity placed near a distribution constraint, or behind the meter in selected buildings, can be more valuable than equivalent capacity located elsewhere on the grid.

This logic can also change how new buildings are designed. Instead of sizing each building as though it could draw as much power as it wants from the grid without constraint, we could impose or encourage a maximum demand limit while maintaining the same level of comfort. That would push toward better choices in building envelope, heating, thermal storage, batteries, controls and local demand management.

72 Hours of Analysis Does Not Mean 72 Hours of Storage

This is where an important distinction must be made.

A 72-hour analytical window does not mean that a storage system must be able to deliver its full power for 72 hours.

The 72-hour window is used to understand the peak phenomenon in its meteorological and operational context: the arrival of cold weather, the rise in demand, the peak itself and then the return to a more normal level.

The storage system, for its part, must mainly be able to shift the excess energy above a given power ceiling.

So, the starting point must be the area above the ceiling. That area gives the MWh to be shifted. The MW then indicate the power needed to shave the peak, hour by hour. Both dimensions are essential, but they do not answer the same question.

This distinction avoids a common mistake: thinking in terms of “battery hours” before looking at the energy to be shifted.

For the winter peak, the right question is not: how many hours of battery do we need?

The right question is: how many MWh need to be available, at what time, and with how many MW to respect the target ceiling?

The C-Rate: Useful, But It Has to Be Used Carefully

Once we have separated the two questions, the MWh to be shifted and the MW needed to shave the peak, we can use the C-rate to translate this into battery-system language.

The C-rate simply expresses the ratio between output power and energy capacity:

C = MW/MWh

A system with C = 0.5 corresponds to 2 MWh per MW of power. This is often called, as shorthand, a “2-hour” system.

A system with C = 0.25 corresponds to 4 MWh per MW of power, or a “4-hour” system. That is now a very common configuration for grid-scale batteries. In Texas, 2-hour systems are also very common, while 4-hour systems are becoming more widely deployed.

A system with C = 0.125 corresponds to 8 MWh per MW. These configurations exist in techno-economic analysis, but they are much less common in current lithium-ion battery deployments. Configurations at C = 0.25 or C = 0.5 generally provide more versatility, with the additional power cost often justified by the extra services they can provide.

But the language matters.

Saying that a system is “4-hour” does not mean it must be discharged in four hours. It means it can provide full power for four hours.

It can be discharged more slowly, over a longer period, at lower power. Its output can also vary hour by hour depending on the peak-shaving need, like the blue area in the example: higher at the top of the peak, lower on the shoulders.

But it cannot deliver all its energy in less than four hours without a larger power chain, including a more powerful inverter.

This distinction also matters for costs.

For a given energy capacity, a system with more MW generally costs more because it requires a stronger power chain: inverters, transformers, protection systems and interconnections. For a given power level, a system with more MWh generally costs more because it requires more cells, modules, containers, thermal management and safety systems.

In other words, MW and MWh do not have the same cost structure.

What the Data Suggest for Batteries

Using the report’s data, we can calculate the implied power-to-energy ratio of the storage system required to shave the critical peak.

For 12- and 36-hour windows, the results are close to common grid-scale battery configurations. Depending on the winter studied, the energy equivalent is about 2.6 to 4.4 MWh per MW of power. That is in the range of so-called 4-hour systems.

For a 72-hour window, the picture changes. The energy equivalent reaches about 7.6 MWh per MW for winter 2021–2022, but nearly 16 MWh per MW for winter 2022–2023. For 96 hours, it is about 8 MWh per MW in one case, but more than 20 MWh per MW in the other.

These ratios do not mean that systems must necessarily be built with these exact C-rates. They indicate the relationship between the power to be shaved and the energy to be shifted for the events analyzed.

If we use batteries typical of current grid-scale deployments, for example 2- or 4-hour systems, the MW capacity could be higher than what is strictly required for this winter peak-shaving use case. That extra power capacity is not necessarily wasted. It can serve other uses: fast response, ancillary services, arbitrage, local congestion relief, or distribution support.

But for a 72-hour window, the central issue remains available energy capacity. There must be enough MWh to cover the area above the ceiling. Only after that comes the question of how many MW to install and what value any excess MW can provide for other services.

Two mistakes should, therefore, be avoided.

The first would be to conclude that a phenomenon analyzed over 72 hours requires 72 hours of storage. That is not what the data show.

The second would be to conclude that batteries must be operated on a short, repetitive cycle, as though they necessarily had to charge and discharge once or twice a day. That is not the right frame here. For the winter peak, charge and discharge need to be planned over a longer horizon, based on the arrival of cold weather, the demand profile before the peak and the energy to be shifted above the ceiling.

This kind of smoothing can also reduce start-stop cycles for turbine-generator units, limiting mechanical wear and improving the operation of the existing fleet.

The Economic Point: Avoided MW Versus Added MWh

This reading opens an important economic question: what is the right balance between avoided peak MW and added storage MWh?

On the grid side, costs are mostly tied to the MW that must be served or avoided: generation, supply, transmission, distribution, capacity margins and demand-response programmes. In Hydro Québec‘s context, the calculation is more complex, because the value of avoided MW also depends on interruptible-power contracts and other peak-management tools.

On the battery side, costs are split between power and energy. At a given power level, adding MWh mainly means adding cells, modules, thermal management and safety systems. In the current cost structure, the total cost is generally more sensitive to MWh, meaning the blue area to cover, than to maximum MW.

The Tomago project in Australia gives a useful benchmark: 500 MW and 2,000 MWh, a 4-hour battery, at an announced cost of about 800 million Australian dollars. Since the Australian and Canadian dollars are close to parity, this gives an order of magnitude of about 1.6 million Canadian dollars per MW, or about 400,000 Canadian dollars per MWh.

Applied mechanically to the needs identified in the report, this would mean about 5 to 6 billion dollars to shift the 13 to 15 GWh associated with the 36-hour window. For the 72-hour window, with 40 to 97 GWh to shift depending on the winter, the order of magnitude would be more like 16 to 39 billion dollars.

These are large amounts. But they should not be read as the cost of a single solution made entirely of batteries. They provide a benchmark for comparing the required MWh with the cost of the infrastructure that would otherwise be needed to serve the peak.

The comparison with Hydro-Québec is instructive. The report notes that Hydro-Québec’s avoided capacity costs are in the range of $164 to $249 per kW-year, depending on whether the additional kW requires transmission and distribution additions. Applied to the peak reductions in the report, this represents about $0.6 to $1.0 billion per year for a 36-hour window, and about $0.9 to $1.5 billion per year for a 72-hour window.

A very simple comparison of these annual values with the battery-cost estimates inspired by Tomago gives a rough payback period of about 5 to 10 years for the 36-hour window. For the 72-hour window, the range becomes much wider, from roughly 11 to more than 40 years, confirming that the economic optimum is not obvious and depends heavily on the energy to be shifted.

We can also compare this with Churchill Falls Extension future hydrogeneration station. That project would add about 1,100 MW of capacity for an estimated cost of $4.6 billion, including financing, or around $4.2 million per MW. This is not directly comparable with batteries: hydropower provides capacity backed by an existing reservoir and has a very long life. Still, the order of magnitude shows that battery-based flexibility, especially for windows such as 36 hours, deserves to be assessed seriously against new centralized peak resources.

This is not proof of profitability. Battery costs would have to be annualized, and the analysis would have to account for service life, degradation, charging costs, location and the value of other services provided. But the comparison is enough to show that the calculation should be done seriously.

And it is worth remembering why Tomago is interesting: these costs are possible in a market where the ecosystem for developing, procuring, building, interconnecting and operating batteries is already effective. The cost of a battery, therefore, does not depend only on the technology. It also depends on the maturity of the ecosystem that deploys it.

There is probably an optimal point between avoided peak MW and added storage MWh. That optimum is not fixed. It changes with battery costs, avoided grid-infrastructure costs, interruptible-power contract conditions, the location of constraints, the actual shape of the peak and the value of other services that storage can provide.

Québec Is in a Particular Position

The report focuses on Québec’s winter peak. This context is specific: high electrification of heating, a dominant hydropower fleet, an annual peak concentrated around cold snaps and a strong ability by Hydro-Québec to operate the system.

This is not the same problem as a Dunkelflaute event in Northern Europe or around the Baltic Sea, where the challenge comes from low wind and solar generation over several days. In that case, the need can truly become a long-duration storage or supply problem.

Québec is especially privileged. Its hydropower fleet already provides a form of very large-scale seasonal storage that many grids would envy. Several are still trying to build, or replace, such capability with much more expensive solutions.

Batteries should therefore not be seen as a substitute for this seasonal storage. They can instead complement it by adding short- and medium-duration flexibility where the hydropower system, the grid or demand-response programmes reach their operational limits.

This does not mean the approach applies only to Québec. It could become relevant in other northern regions that are rapidly electrifying heating and vehicles, including Ontario, the U.S. Northeast and some Nordic countries.

These regions may also want to avoid building infrastructure capable of delivering several GW for only a few hours of extreme cold. The difference with a European Dunkelflaute matters: here we are talking about a sharp peak, often cold-related, not a prolonged renewable-generation shortfall lasting several days.

This evolution could even strengthen Québec’s strategic value.

If neighbouring grids also electrify their heating, cold-weather peaks are likely to become more synchronized. In that context, relying on imports during critical hours will become less reliable and more expensive. Québec therefore has an interest in developing its own flexibility, but also in becoming a leader in managing this type of peak.

This is where the IET report opens a useful path.

It shows that Québec’s winter peak is not primarily an annual-energy problem. It is a problem of power, timing and synchronization. The energy above the peak ceiling remains small relative to annual consumption, but it is concentrated at the moment when the grid is most constrained.

The Real Conclusion

The conclusion for Québec is not: “Batteries solve every storage problem.”

It is more precise than that.

For Québec’s winter peak, 36- or 72-hour windows can be useful analytical frames without implying a need for storage of the same duration.

The data point instead to a need for modular flexibility: enough MWh to cover the area above the ceiling, enough MW to shave the peak, and probably a portfolio combining batteries, thermal storage, demand response and demand control.

That nuance matters.

It moves the discussion away from an abstract debate about long-duration storage and toward a much more concrete discussion about the sizing of flexibility resources, their cost, their location, their operation and their system value.

The next step would be to translate this approach into real deployment scenarios.

Where should storage systems be located?

How many MWh need to be available?

How many MW are actually needed?

What share can come from the grid, and what share can come from behind-the-meter resources?

For which combined services?

And with what avoided value for the grid?

That is where the discussion becomes genuinely strategic for Hydro-Québec and for Québec.