500 MW de projets pour 300 MW visés : un test à grande échelle pour Hydro-Québec

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.