In over 35 years working in telecom and energy industries, including 20 in consulting, I have designed systems, financed them, sold them, manage multi-million implementation programs, and ran large service operations. Always a bit of a nerd, I am passionate about how digital technologies transform entire industries and I accompany my clients in this tortuous journey.
I graduated as a professional engineer and went on to complete a Master degree in Applied Sciences and an MBA.
Autocracy, Inc. de Anne Applebaum met en lumière un paradoxe puissant de notre époque : alors que les autocraties consolident leur pouvoir et manipulent le capitalisme pour asseoir leurs régimes, les démocraties ne sont pas à l’abri des mêmes dérives. Elles peuvent elles aussi manipuler les marchés, déformer les récits et utiliser la puissance économique pour imposer leur volonté. Mais il y a un risque qu’elles glissent ainsi vers l’autocratie.
De mon point de vue, qui s’ancre dans un engagement envers la gouvernance démocratique, la collaboration industrielle et une souveraineté équilibrée, les leçons d’Autocracy, Inc. dépassent largement les cas de la Russie et de la Hongrie. Elles résonnent fortement avec l’attitude actuelle des États-Unis, en particulier dans l’escalade des tensions commerciales et les menaces d’annexion implicite vis-à-vis du Canada.
Snyder soutient que les autocraties modernes sont moins idéologiques que pragmatiques. Elles fonctionnent comme des entreprises — d’où le terme Autocracy, Inc. — selon une logique où :
Le pouvoir de l’État sert des intérêts privés
La corruption remplace la transparence
Les leviers économiques prennent la place de la force militaire
Le contrôle du récit prime sur la vérité
Plutôt que d’exporter une idéologie, ces régimes exportent l’impunité. Et, fait troublant, les systèmes financiers et politiques mondiaux les soutiennent souvent tacitement.
Mais l’avertissement le plus glaçant de Snyder est celui-ci : les méthodes de l’autocratie peuvent contaminer les démocraties, surtout lorsqu’elles cherchent à maintenir leur domination dans un monde en mutation.
Les États-Unis comme actionnaire réticent de Autocracy, Inc.
Dans les tensions commerciales actuelles avec le Canada, on peut observer des tactiques empruntées au manuel autocratique — même de la part d’un partenaire démocratique historique.
Les États-Unis :
Utilisent l’accès à leur marché comme levier
Interprètent les politiques «?Buy American?» de manière à désavantager les entreprises canadiennes
Exercent des pressions pour aligner les chaînes d’approvisionnement canadiennes sur leurs priorités
Bloquent ou entravent les exportations d’énergie canadienne sous prétexte d’autosuffisance ou de sécurité
Ces actions ne prétendent même plus s’inscrire dans une transition verte ou un projet démocratique commun. Les États-Unis poursuivent une stratégie industrielle nationaliste étroite — privilégiant le contrôle intérieur à la coopération internationale, même avec leurs alliés les plus proches.
Ce n’est pas un partenariat. C’est de la coercition économique au service d’une domination stratégique, selon une logique qui rappelle celle des régimes autocratiques : consolider le pouvoir, sécuriser les chaînes d’approvisionnement, imposer ses conditions.
Sous cet angle, les États-Unis se comportent moins comme un allié coopératif que comme un actionnaire dominant de Autocracy, Inc., utilisant leur position pour imposer leur volonté — sans idéologie, uniquement par la force économique.
Ce que cela signifie pour le Canada
Le moment appelle à une vision stratégique claire.
Le Canada doit :
Renforcer ses capacités souveraines — non pas pour s’isoler, mais pour négocier d’égal à égal
Développer des marchés intérieurs solides — en éliminant les barrières commerciales interprovinciales et en favorisant les chaînes de valeur régionales
Nouer des partenariats résilients — notamment avec l’Europe et les démocraties hors de la sphère étatsunienne
Élaborer une politique industrielle fondée sur la réciprocité et la résilience — plutôt que sur la seule efficacité
Il nous faut dépasser la nostalgie de l’ordre multilatéral d’après-guerre, qui n’existe plus. La vraie question est de savoir si nous pouvons cocréer un nouveau modèle où les démocraties de petite et moyenne taille ne sont pas des vassales, mais des partenaires essentiels — des partenaires qui s’épaulent politiquement, mais aussi qui offrent des alternatives économiques fiables. Le Canada, en particulier, peut et doit se substituer à certains produits et ressources que nos alliés obtiennent actuellement des États-Unis.
Conclusion : la démocratie, ce n’est pas que les élections
L’avertissement de Snyder est limpide : Autocracy, Inc. n’est pas seulement un diagnostic des régimes autoritaires — c’est une grille de lecture pour comprendre comment les démocraties peuvent se dégrader de l’intérieur, ou commencer à imiter ce qu’elles prétendaient combattre.
Le comportement des États-Unis dans cette guerre commerciale avec le Canada devrait tous nous inquiéter — non pas parce qu’il reflète Moscou ou Pékin, mais parce qu’il montre à quelle vitesse les valeurs peuvent se tordre lorsque le pouvoir est en jeu.
Le Canada peut — et doit — répondre, non pas en imitant, mais en s’appuyant sur des principes démocratiques fermes, une autonomie stratégique et une vision de la collaboration industrielle fondée sur l’équité et l’intérêt mutuel.
Anne Applebaum’s Autocracy, Inc. exposes a powerful paradox of our time: while autocracies consolidate power and manipulate capitalism to entrench their regimes, democracies are not immune to these same tactics. They, too, can manipulate markets, distort narratives and use economic might to impose their will. But there is then a risk that they will slide towards autocracy.
From my perspective—rooted in a commitment to democratic governance, industrial collaboration, and balanced sovereignty—the lessons of Autocracy, Inc. extend well beyond Russia or Hungary. They resonate strongly with the current posture of the United States, particularly in relation to its escalating commercial tensions and annexation threats towards Canada.
Snyder’s thesis is that modern autocracies are less about ideology and more about control. They operate like corporations—hence “Autocracy, Inc.”—with:
State power serving private interests
Corruption replacing transparency
Economic levers substituting military force
Narrative control overshadowing truth
Rather than exporting ideology, these regimes export impunity. And troublingly, global financial and political systems often go along.
But Snyder’s most chilling insight is this: the methods of autocracy can spread to democracies, especially those trying to maintain dominance in a world of shifting power.
The U.S. as a reluctant shareholder of Autocracy, Inc.
In the current trade tensions with Canada, we can observe the autocratic playbook in action—even from a long-standing democratic partner.
The United States is:
Using market access as leverage
Interpreting “Buy American” policies in ways that disadvantage Canadian firms
Exerting pressure to align Canada’s supply chains with U.S. priorities
Blocking or undermining Canadian energy exports under the guise of self-sufficiency or security
These actions no longer even pretend to be part of a green transition or a shared democratic project. The U.S. is pursuing a narrow, nationalistic industrial agenda—prioritizing domestic control over international cooperation, even with its closest allies.
This isn’t partnership. It’s economic coercion in service of strategic dominance, echoing the same logic that fuels autocratic regimes: consolidate power, secure supply chains, and dictate terms.
From this vantage point, the U.S. behaves less like a cooperative ally and more like a dominant shareholder in Autocracy, Inc., leveraging its position to extract compliance—no ideology, just economic muscle.
What this means for Canada
This moment calls for strategic clarity.
Canada must:
Strengthen sovereign capabilities—not to isolate, but to negotiate as equals
Develop strong internal markets—by breaking down interprovincial trade barriers and encouraging regional value chains
Build resilient partnerships—especially with Europe and democratic countries beyond the U.S. sphere
Craft an industrial policy rooted in reciprocity and resilience—not just efficiency or convenience
We need to move beyond nostalgia for a postwar rules-based order that no longer exists. The question now is whether we can co-create a new model where small and mid-sized democracies are not vassals, but vital partners for each other—partners who not only support one another politically, but also provide reliable economic alternatives. Canada, in particular, can and should substitute for some of the products and resources that our allies currently rely on the U.S. for.
Conclusion: democracy is more than elections
Snyder’s warning is clear: Autocracy, Inc. isn’t just a diagnosis of authoritarian regimes—it’s a lens to understand how democracies can decay from within, or start mimicking what they once opposed.
The U.S.’s behaviour in this commercial war with Canada should concern us all—not because it mirrors Moscow or Beijing, but because it shows how quickly values can bend when power is at stake.
Canada can—and must—respond, not by imitating, but by standing firm in democratic principles, strategic autonomy, and a vision of industrial collaboration rooted in fairness and mutual benefit.
L’intégration des véhicules électriques (VÉ) au réseau électrique ne constitue pas seulement un défi technique—c’est une transformation écosystémique. J’ai eu l’opportunité d’en discuter sur le V2X Podcast avec Rob Safrata, où nous avons abordé les complexités, les opportunités et les obstacles liés à la technologie V2X.
Au cœur du V2X, trois parties prenantes jouent un rôle clé :
Les constructeurs automobiles, qui conçoivent les véhicules mais ne veulent pas être responsables des systèmes énergétiques résidentiels.
Les services publics, qui ont besoin de visibilité sur les VÉ mais sont habitués à gérer des actifs énergétiques stationnaires.
Les propriétaires de maisons, qui possèdent les VÉ et interagissent avec les deux parties, mais qui manquent actuellement d’outils intuitifs pour gérer les flux d’énergie.
Combler ces lacunes est un défi de coordination plus qu’un simple défi technologique.
Les cas d’utilisation concrets
Les batteries des VÉ sont de grandes unités de stockage d’énergie mobiles. La question est : comment les utiliser efficacement ? Trois applications principales se dégagent :
Services au réseau – Les services publics pourraient exploiter les VÉ pour la régulation de la fréquence, mais le modèle économique reste faible en raison de sa complexité et de sa faible rentabilité.
Alimentation de secours – Utiliser un VÉ en cas de panne peut sauver des vies, mais l’automatiser comme un générateur traditionnel est un défi.
Gestion des pointes – L’utilisation la plus pratique aujourd’hui. En modifiant les horaires de recharge et en déchargeant les VÉ pendant les pics de demande, les propriétaires peuvent réduire leurs coûts énergétiques et stabiliser le réseau.
Le débat AC vs DC
L’une des grandes questions techniques est de savoir si le V2X doit fonctionner en courant alternatif (AC) ou en courant continu (DC).
AC (norme actuelle) – Fonctionne bien pour des applications simples, mais nécessite des transformateurs coûteux pour une intégration domestique complète, en plus d’ajouter des coûts et de la complexité aux véhicules.
DC (tendance émergente) – Plus efficace, mieux adapté aux panneaux solaires et aux batteries stationnaires, et pourrait éliminer le besoin d’onduleurs embarqués dans les VÉ. En Chine et en Corée du Sud, la recharge passe déjà au DC.
Comme dans de nombreuses industries auparavant, de la télécommunication à l’informatique, l’évolution des VÉ dans le système énergétique suivra probablement un chemin d’hybridation avant de se stabiliser dans un modèle dominant.
Les services publics doivent s’adapter à un avenir décentralisé
Historiquement, les services publics ont opéré dans un monde où ils contrôlaient toute la production d’énergie. Aujourd’hui, avec l’essor des ressources énergétiques distribuées (DER) comme les VÉ, l’énergie solaire et les batteries, ils doivent s’adapter à un modèle plus dynamique, axé sur le consommateur. La transition entre le fait de considérer les usagers comme de simples « abonnés » et de véritables « clients » est toujours en cours.
Conclusion
Le V2X n’est pas qu’une technologie—c’est un changement fondamental dans notre façon de concevoir l’énergie. Les défis sont réels, qu’il s’agisse des modèles économiques ou des infrastructures, mais le potentiel est immense. À mesure que les services publics, les constructeurs automobiles et les consommateurs s’adaptent, l’avenir de l’énergie sera façonné par la manière dont nous intégrons ces puissants actifs de stockage mobile au réseau.
Un immense merci à Rob Safrata pour m’avoir accueilli sur le podcast et pour cette discussion enrichissante !
The integration of electric vehicles (EVs) with the power grid is more than just an engineering challenge—it’s an ecosystem transformation. I had the opportunity to discuss this on the V2X Podcast with Bob Safrata, where we covered the complexities, opportunities, and roadblocks of vehicle-to-everything (V2X) technology.
Automakers, who design the vehicles but don’t want to be responsible for home energy systems.
Utilities, who need visibility on EVs but are accustomed to managing stationary energy assets.
Homeowners, who own the EVs and interact with both sides but currently lack seamless tools to manage energy flows.
Bridging these gaps is more of a coordination challenge than a purely technological one.
The Real-World Use Cases
EV batteries are large energy storage units on wheels. The question is: How do we use them effectively in the grid? Three main applications emerge:
Grid Services – Utilities could tap into EVs for services such as frequency regulation, but the business case remains weak due to complexity and low financial returns.
Backup Power – Using an EV as a source of electricity during an outage can be life-saving, but automating it like a traditional generator is difficult, as the vehicle is not normally on standby.
Peak Management – The most practical use case today. By shifting charging times and even discharging EVs during peak demand, homeowners can reduce energy costs and stabilize the grid.
The AC vs. DC Debate
One of the biggest technical questions is whether V2X should be AC (alternating current) or DC (direct current).
AC (Current Standard) – Works well for simple applications like powering appliances during an outage but requires costly transformers for full-home integration, on top of adding cost and complexity to vehicles.
DC (Emerging Trend) – More efficient, aligns better with solar and stationary batteries, and could eliminate the need for onboard inverters in EVs. In some countries, like China and South Korea, EV charging is already moving towards DC only.
As with many industries before, from telecom to computing, the evolution of EVs in the energy system will likely follow a path of hybridization before settling into a dominant model.
Utilities Must Adapt to a Decentralized Future
Historically, utilities have operated in a world where they controlled all energy generation. Now, with distributed energy resources (DERs) like EVs, solar, and batteries, they must adapt to a more dynamic, customer-driven model. The shift from treating users as passive “subscribers” to active “customers” is still underway.
Final Thoughts
V2X is not just a technology—it’s a shift in how we think about energy. The challenges are real, from business models to infrastructure, but the potential is enormous. As utilities, automakers, and consumers adjust, the future of energy will be shaped by how we integrate these powerful mobile storage assets into the grid.
A huge thank you to Rob Safrata for hosting me on the podcast and for a great discussion!
L’intégration profonde du réseau électrique du Canada avec celui des États-Unis a longtemps offert des avantages économiques, notamment grâce à un échange transfrontalier efficace. Des provinces comme le Québec, l’Ontario, le Manitoba et la Colombie-Britannique ont tiré parti de ce système interconnecté pour exporter leur surplus d’énergie hydroélectrique, stabiliser l’offre et la demande et générer des revenus. Cependant, cette intégration crée aussi des vulnérabilités stratégiques, notamment en raison des tensions géopolitiques et des changements de politique aux États-Unis, qui exposent les compagnies d’électricité canadiennes à de nouveaux risques.
Compte tenu des risques croissants liés au levier économique des États-Unis, aux changements réglementaires et même à la rhétorique d’annexion, le Canada doit réévaluer son approche en matière d’interconnexions électriques et de gouvernance du réseau. Doit-il réduire sa dépendance aux interconnexions avec les États-Unis ? Devrait-il établir un opérateur de réseau indépendant (ISO) à l’échelle nationale?? Le Canada doit-il développer ses propres interconnexions est-ouest, afin de ne plus dépendre des interconnexions nord-sud avec les États-Unis ?
Une province a déjà choisi une voie plus autonome : le Québec. Hydro-Québec exploite un réseau indépendant, alimenté par ses propres infrastructures et installations ainsi qu’au Labrador, tout en exportant et important de l’énergie vers les États-Unis selon ses propres conditions. Ce modèle démontre qu’il est possible de garder le contrôle sur l’approvisionnement en électricité tout en participant au commerce transfrontalier. Reste à savoir : le Canada devrait-il suivre cet exemple??
Vulnérabilités stratégiques du commerce d’électricité entre le Canada et les États-Unis
Le réseau électrique du Canada n’est pas unifié à l’échelle nationale, mais plutôt une mosaïque de réseaux provinciaux, dont plusieurs sont davantage connectés aux États-Unis qu’aux provinces voisines.
Principales lignes de transport électrique en Amérique du Nord (
Ces interconnexions procurent une stabilité et des profits liés aux échanges d’électricité, mais elles exposent également le Canada à plusieurs risques :
Influence géopolitique : Les États-Unis pourraient utiliser le commerce de l’électricité comme un levier de négociation dans des différends économiques ou sécuritaires, en imposant des tarifs, des plafonds de prix ou des barrières réglementaires.
Dépendance réglementaire : Les compagnies d’électricité canadiennes doivent se conformer aux normes de fiabilité définies aux États-Unis par la North American Electric Reliability Corporation (NERC) et ses entités régionales, ce qui soumet le Canada aux décisions politiques américaines.
Risques de cybersécurité : Les interconnexions transfrontalières créent des vulnérabilités en matière de cybersécurité. Si des agences américaines comme le Department of Energy (DOE) ou la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) subissent des réductions budgétaires, la supervision de la sécurité du réseau pourrait s’affaiblir, exposant ainsi le Canada à des menaces accrues. De plus, de récents développements suggèrent que les États-Unis ne qualifient plus la Russie de menace pour la cybersécurité, ce qui soulève des inquiétudes quant à la pertinence des mesures défensives américaines contre d’éventuelles cyberattaques. (The Guardian)
Ces préoccupations rejoignent les conclusions du rapport 2018 du Comité permanent des ressources naturelles, intitulé «?Strategic Electricity Interties?», qui souligne la nécessité de renforcer les interconnexions interprovinciales. Ce rapport met en évidence le fait que la dépendance du Canada aux interconnexions nord-sud nuit à la sécurité énergétique et limite sa flexibilité économique, ce qui accentue l’urgence d’adopter une stratégie nationale.
Comment les réseaux électriques du Canada et des États-Unis sont-ils interconnectés?? Et pourquoi est-ce important??
Le système électrique nord-américain est composé de plusieurs « interconnexions?», qui fonctionnent de manière coordonnée, mais ne sont pas synchronisées. Une interconnexion est un vaste système électrique régional où plusieurs réseaux opèrent en parfaite synchronisation, ce qui permet à l’électricité de circuler efficacement. Tous ces réseaux fonctionnent à environ 60 Hertz (Hz), mais sans être exactement en phase. Chaque interconnexion équilibre indépendamment sa production et sa consommation, avec des capacités de transfert limitées entre elles.
Les États-Unis et le Canada partagent plusieurs interconnexions majeures, qui facilitent les flux d’électricité et la coordination en matière de fiabilité.
Principales interconnexions et entités régionales du NERC
Interconnexion de l’Est : Couvre la majeure partie de l’Amérique du Nord à l’est des Rocheuses, incluant l’Ontario, le Manitoba et les provinces maritimes. Il s’agit de la plus vaste interconnexion.
Interconnexion de l’Ouest : Comprend la Colombie-Britannique et l’Alberta et s’étend aux États américains de l’Ouest.
Interconnexion du Québec : Contrairement au reste du Canada, le Québec fonctionne de manière indépendante et utilise des liaisons haute tension en courant continu (HVDC) et d’autres liaisons asynchrones pour se connecter à l’interconnexion de l’Est sans synchronisation directe.
Interconnexions du Texas et de l’Alaska : Ces systèmes étatsuniens fonctionnent indépendamment du reste du réseau nord-américain, sans lien direct avec le Canada.
Qui contrôle réellement le réseau électrique canadien?? Le rôle de NERC, NPCC, WECC et MRO
Bien que le Canada gère ses ressources électriques, la fiabilité du réseau est fortement influencée par la NERC et ses entités régionales, qui imposent des normes à l’échelle de l’Amérique du Nord pour les échanges transfrontaliers et la fiabilité du réseau, dont :
NPCC (Northeast Power Coordinating Council) : Couvre le Québec, l’Ontario, les provinces maritimes et les états du Nord-Est étatsunien.
WECC (Western Electricity Coordinating Council) : Supervise la Colombie-Britannique et l’Alberta et assure la coordination avec les états de l’ouest des États-Unis.
MRO (Midwest Reliability Organization) : Inclut le Manitoba, la Saskatchewan et une partie de l’Ontario, intégrant avec le Midwest américain.
Comme ces organisations relèvent toutes de la NERC, les services publics canadiens doivent se conformer aux normes américaines, même lorsqu’ils desservent uniquement le marché intérieur. Si les politiques de sécurité nationale des États-Unis ou leurs accords commerciaux évoluent, le Canada pourrait être contraint par des réglementations extérieures.
Des interconnexions strictement canadiennes : une alternative au réseau nord-américain
Le Québec exploite sa propre interconnexion, distincte des interconnexions de l’Est et de l’Ouest. C’est la seule province canadienne à disposer d’un réseau autonome, lui conférant un contrôle stratégique sur ses flux énergétiques et ses échanges commerciaux. L’interconnexion québécoise repose sur des liaisons HVDC et d’autres liaisons asynchrones, permettant une régulation technique indépendante des échanges transfrontaliers.
Cette séparation a d’abord été conçue pour protéger l’interconnexion de l’Est des perturbations pouvant être causées par les longues lignes de transport d’énergie provenant du nord du Québec. Ce modèle permet au Québec de gérer efficacement son réseau quasi exclusivement hydroélectrique tout en maintenant un contrôle indépendant de ses opérations et de ses politiques d’exportation. Notamment, grâce à cette interconnexion autonome, le Québec n’a pas été affecté par la gigantesque panne de 2003, qui a commencé en Ohio et a laissé l’Ontario sans électricité. Cet incident, qui a touché plus de 50 millions de personnes, démontre à quel point le reste du Canada dépend de la stabilité du réseau américain.
Ce modèle confère au Québec une plus grande indépendance, l’isolant des défis potentiels de réglementation ou de fiabilité aux États-Unis. Cette indépendance crée un précédent pour l’établissement d’interconnexions exclusivement canadiennes, réduisant l’exposition aux parties américaines des interconnexions de l’Est et de l’Ouest. Étant donné la taille du Canada, cela nécessiterait deux interconnexions ou plus, reliées par de nouvelles liaisons HVDC.
La transition vers des interconnexions strictement canadiennes serait un projet de longue haleine, nécessitant au moins une décennie. Un exemple pertinent est celui des États baltes, qui ont récemment abandonné le réseau russe pour se synchroniser avec celui de l’Union européenne. Cette transition a exigé d’importants investissements dans la modernisation du réseau, le renforcement des infrastructures et une coordination internationale, et a pris plus de 15 ans à être achevée. Le Canada devrait envisager une planification similaire pour assurer une transition fluide vers une indépendance énergétique accrue.
Conclusion : la nécessité d’une stratégie électrique canadienne
Des interconnexions strictement canadiennes, appuyées par des liaisons HVDC est-ouest, permettraient au Canada de mieux équilibrer ses ressources renouvelables, d’assurer une plus grande fiabilité et de réduire sa dépendance aux réglementations et politiques américaines. Le Québec prouve déjà qu’un modèle de gestion indépendante est viable, offrant ainsi une feuille de route pour les autres provinces.
Bien que ce projet implique des défis importants, notamment en termes de coûts d’infrastructure et d’opposition provinciale, il pourrait représenter la meilleure solution à long terme pour assurer la souveraineté énergétique du Canada et renforcer la résilience de son réseau électrique.
The deep integration of Canada’s electricity grid with the United States has long provided economic benefits, particularly through efficient cross-border energy trade. Provinces like Québec, Ontario, Manitoba, and British Columbia have leveraged this interconnected system to export surplus hydroelectric power, stabilize supply and demand, and generate revenue. However, this integration also presents strategic vulnerabilities, especially as geopolitical tensions and U.S. policy shifts introduce new risks to Canadian utilities.
With the rising risks of U.S. economic leverage, regulatory changes, and even annexation rhetoric, Canada must rethink its approach to electricity interconnections and grid governance. Should Canada reduce its reliance on U.S. interconnections? Should it establish independent system operators (ISO) that cross provincial boundaries? Should Canada develop its own electricity interconnections, replacing reliance on the North American Eastern and Western Interconnections?
One province already operates with a degree of electricity sovereignty: Québec. Hydro-Québec runs a largely independent electricity network, relying on its own grid and generating stations, as well as in Labrador, while selectively exporting and importing power to U.S. markets. This model offers Canada an example of how to maintain control over electricity supply while still engaging in cross-border trade on its own terms. The question remains: should Canada as a whole follow suit?
Strategic Vulnerabilities in the U.S.-Canada Electricity Trade
Canada’s electrical infrastructure is not a unified, nationwide network but rather a patchwork of provincial grids, many of which have stronger north-south ties to the U.S. than east-west connections to other Canadian provinces.
Major Power Transmission Lines in North America (
The U.S. ties provide stability and allow for profitable electricity trade but also expose Canada to risks such as:
Geopolitical Leverage: The U.S. could use electricity trade as a bargaining tool in broader economic or security disputes, imposing tariffs, price caps, regulatory barriers, or restrictions on Canadian electricity exports.
Regulatory Dependence: Canadian utilities must comply with U.S.-based reliability standards set by the North American Electric Reliability Corporation (NERC) and its regional entities, leaving Canada vulnerable to U.S. policy changes. Incidentally, the original name was the U.S. National Electric Reliability Council, later changed to “North American” in recognition of Canada’s participation.
Security Risks: Cross-border interdependencies create cybersecurity risks. If the U.S. Department of Energy (DOE) or related agencies like the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) face budget cuts (as seen by the Federal Aviation Administration, FAA), oversight of grid security could weaken, potentially exposing Canada to reliability threats. Furthermore, recent developments suggest the U.S. is no longer characterizing Russia as a cybersecurity threat, raising concerns about the adequacy of U.S. defensive measures against potential cyberattacks. (The Guardian)
These concerns align with findings from the Standing Committee on Natural Resources’ 2018 report, ****************“Strategic Electricity Interties”, which emphasized the need for greater interprovincial energy transmission. The report highlighted that Canada’s reliance on north-south interconnections limits energy security and economic flexibility, reinforcing the urgency for a stronger national electricity strategy.
How the U.S. and Canadian Grids Connect—and Why It Matters
The North American power system consists of multiple interconnected grids, called “interconnections”, that operate in coordination but are not all synchronized. An interconnection refers to a large-area electrical system where multiple power networks operate in synchrony, allowing electricity to flow seamlessly across vast regions. These systems all run at around 60 Hertz (Hz), but not exactly in phase. Each interconnection maintains its own balance of electricity generation and demand, with only limited transfer capacity between them.
The United States and Canada share several major power interconnections that facilitate electricity trade and reliability coordination.
NERC’s Key Interconnections and Regional Entities
Eastern Interconnection: Covers most of North America east of the Rocky Mountains, including Ontario, Manitoba, and the Maritimes. It is the largest of the interconnections.
Western Interconnection: Covers British Columbia and Alberta, extending into the western U.S. states.
Québec Interconnection: Unlike the rest of Canada, Québec operates as a separate interconnection, using high-voltage direct current (HVDC) and other asynchronous ties to connect to the Eastern interconnection rather than synchronizing with it.
Texas and Alaska Interconnections: These U.S. systems are also independent and not synchronized with the Eastern or Western Interconnections, though they do not directly impact Canadian utilities.
Who Really Controls Canada’s Grid? The Role of NERC, NPCC, WECC, and MRO
While Canada controls its electricity resources, because of the common interconnections, grid reliability is heavily influenced by NERC and its regional entities, which enforce standards across North America to coordinate cross-border electricity flows and reliability planning, including:
NPCC (Northeast Power Coordinating Council): Covers Québec, Ontario, the Maritimes, and the U.S. Northeast states.
WECC (Western Electricity Coordinating Council): Oversees British Columbia and Alberta, ensuring coordination with the U.S. western states.
MRO (Midwest Reliability Organization): Includes Manitoba, Saskatchewan, and part of Ontario, integrating with the U.S. Midwest.
Since all these organizations operate under NERC’s authority, Canadian utilities must comply with U.S. regulatory standards, even when serving domestic markets. This means that if U.S. national security concerns or trade policies shift, Canada could face regulatory constraints beyond its control.
Canada-Only Interconnections: An Alternative to the North American Grid
Québec operates its own separate interconnection, distinct from the Eastern and Western Interconnections used by the rest of Canada. It is the only province in Canada with an autonomous grid, giving it strategic control over energy flows and trade policies, distinct from the Eastern and Western Interconnections used by the rest of Canada. It is the only province in Canada with a fully autonomous grid, giving it strategic technical control over energy flows and trade policies. The Québec interconnection has HVDC and other asynchronous ties to the U.S. and the rest of Canada, allowing it to regulate cross-border electricity flow independently.
This separation was originally designed to protect the Eastern Interconnection from disruptions caused by Québec’s long-distance transmission lines carrying hydroelectric power from the north. The independent structure allows Québec to efficiently manage its unique energy system, which is almost entirely hydro-based, while also maintaining full control over its grid operations and trade policies. Notably, because of this independent interconnection, Québec was unaffected by the massive 2003 Northeast Blackout that began in Ohio, while Ontario suffered extensive outages. This blackout disrupted power for over 50 million people, demonstrating how reliant the rest of Canada is on U.S. grid stability. This incident highlights the vulnerability of Canadian grids to disruptions originating in the U.S.
This model gives Québec greater independence, insulating it from potential U.S. regulatory or reliability challenges. This model sets a precedent for the creation of Canada-only interconnections, reducing exposures to the U.S. portions of the Eastern and Western Interconnections. Given Canada’s vast geography, this would likely require two or more independent interconnections linked by new high-voltage direct current (HVDC) interties.
The transition to Canada-only interconnections would be a long-term, complex endeavour, likely requiring at least a decade to fully implement. A relevant example is the Baltic states’ recent separation from the Russian grid and synchronization with the European Union’s network. This transition required extensive investments in grid modernization, infrastructure upgrades, and international coordination, taking over 15 years from planning to execution. The Canadian grid would require similar long-term planning to ensure a smooth transition away from reliance on the U.S. interconnections. This underscores the significant investment, coordination, and infrastructure development necessary for such a shift.
Conclusion: The Need for a Canadian Electricity Strategy
A Canada-only interconnection system, supported by HVDC east-west transmission, would allow Canada to balance renewable energy, ensure reliability, and reduce dependence on U.S. policies and regulations. Québec already serves as a model for greater energy independence, proving that Canada can maintain sovereignty while selectively engaging in energy trade.
While this path presents challenges—including infrastructure costs and provincial resistance—it may be the best long-term strategy for protecting Canada’s energy sovereignty and grid resilience.
Napoleonic France emphasized centralized scientific progress, while Industrial Revolution Britain thrived on market-driven experimentation and private-sector collaboration. The result? Britain rapidly adopted innovations like steam power, while France, despite breakthroughs, struggled with scalability and commercialization.
Fast forward to today—Canada faces a similar crossroads. While state-driven initiatives in clean energy have driven remarkable progress, ensuring that these innovations transition from research labs to large-scale adoption remains a challenge.
?? Should Canada focus more on private-sector incentives to accelerate commercialization? ?? What lessons from history can help balance government-led research with entrepreneurial agility?
The answers lie in a strategic blend of historical lessons, modern policies, and bold action. Read on to discover how Canada and Québec can build an energy ecosystem that scales innovation and strengthens national energy security.
I. Comparing the Two Innovation Models in Energy
While both Napoleonic France and Industrial Revolution Britain played crucial roles in energy innovation, their approaches differed significantly. France’s state-led model focused on controlled scientific advancements, while Britain’s decentralized market-driven approach encouraged rapid adoption. The table below highlights key contrasts between the two models:
This contrast demonstrates that while state-led research can produce major breakthroughs, sustained technological progress often depends on decentralized innovation networks, private investment, and market-driven incentives. In Britain, organizations such as the Lunar Society (which included inventors like James Watt and Matthew Boulton) and the Royal Society provided crucial platforms for knowledge exchange and collaboration. These informal networks allowed inventors to refine ideas and accelerate practical applications, fostering a dynamic innovation ecosystem.
In contrast, France relied on formal institutions like the Académie des Sciences and the École Polytechnique, which focused on state-led scientific progress. While these institutions ensured a high level of theoretical knowledge and systematic research, the centralized control limited the commercial scalability of innovations. Canada and Québec must find a balance between these models to successfully scale clean energy technologies in today’s geopolitical landscape.
II. Invention vs. Adoption in Energy
Case Study: Innovation in Steam Power
France contributed foundational research in energy innovation. Sadi Carnot (1824) developed thermodynamic theory, laying the foundation for modern heat engines. However, France’s lack of industrial ecosystems prevented immediate practical applications.
Before then, James Watt’s steam engine (1769) had revolutionized British industry, allowing for mass production in textiles, mining, and railways. Britain’s private investment networks and industrial-scale coal extraction fuelled rapid adoption. Additionally, British inventors frequently engaged in tinkering and trial-and-error experimentation, often producing early prototypes without a deep theoretical foundation. The Lunar Society facilitated discussions that helped bridge the gap between scientific theory and practical industrial applications.
Implications for Canada and Québec
Québec, with its strong hydroelectric sector, mirrors France’s state-led model, where major energy projects are government-controlled. For new clean energy technologies (e.g. green hydrogen, battery storage), Canada must enable private-sector investment to scale adoption beyond state-supported projects. Encouraging experimental innovation hubs and public laboratories where companies can test and refine early-stage clean energy solutions could accelerate commercialization. Given current economic and geopolitical pressures, including U.S. annexation threats, Canada must ensure energy independence and strategic resource control to avoid economic vulnerability. Fostering a Canada-wide energy ecosystem and encouraging energy entrepreneurs to collaborate across provinces is critical, especially now, as collaboration with U.S. firms will be more difficult.
III. Challenges in Adoption: Comparing France, Britain, and Canada/Québec
1. Centralized Control Slows Commercialization
Napoleonic France’s highly structured approach to scientific progress meant that while significant breakthroughs were made, they were often constrained by bureaucratic control. Scientists and engineers worked on government mandates, and private-sector incentives were minimal. This created an environment where technological advancements were slow to reach industrial applications.
Meanwhile, Britain’s market-driven model encouraged widespread industrial adoption, fuelled by private investment and strong patent protections. Inventors had the freedom to develop, refine, and commercialize their work, leading to rapid advancements in energy technology.
Similarly, Canada today faces challenges in bridging the gap between government-supported research and large-scale industrial adoption. While public R&D investments have driven advancements in renewable energy, bureaucratic barriers, especially between provinces, and regulatory constraints have slowed down commercialization. Canada and Québec must ensure that clean energy innovations do not stagnate in research institutions but instead transition into widespread market use.
2. Energy Innovation Needs Market Adoption
Napoleonic France saw many groundbreaking scientific discoveries, yet these innovations often remained confined to academic or military applications rather than being widely implemented in the economy.
Britain’s decentralized, private-sector-driven model allowed for rapid adoption of technological advancements, particularly in the energy sector.
Canada faces similar challenges today—while it has strengths in energy innovation (e.g. hydroelectric power, carbon capture, and battery technology), adoption remains limited due to regulatory constraints and a lack of private-sector incentives.
To fully realize the potential of clean energy technologies, Canada must align market forces with innovation incentives, ensuring that breakthroughs transition into widespread industrial and consumer use.
Encouraging domestic adoption of clean technologies will reduce reliance on external markets, making Canada more resilient in the face of geopolitical instability.
IV. Strategic Priorities for Canada and Québec in Energy
The lessons from France and Britain’s historical approaches to innovation offer valuable guidance for Canada and Québec’s energy future. A successful energy transition requires a strategic balance between government support and industrial policies and private-sector dynamism. Policies should foster investment, streamline market adoption, and prioritize energy sovereignty to ensure long-term resilience.
1. Encourage Private Investment in Clean Energy — Government-backed research should actively partner with industry to ensure commercial-scale adoption. Canada must prioritize energy independence in response to U.S. trade aggression.
2. Ensure Resilience in Energy Supply Chains — Trade conflicts highlight the need for electrical equipment, domestic battery and clean energy technology production.
3. Decentralized Innovation Clusters Are More Effective Than Bureaucratic Control — Canada and Québec should strengthen regional energy innovation clusters while ensuring national coordination. Although clusters may focus on specific technologies, a cohesive strategy will maximize innovation, resource-sharing, and energy security.
4. Energy Sovereignty Must Be a National Priority — Given geopolitical threats, Canada must protect strategic energy assets and infrastructure from foreign control.
Conclusion: Canada’s Path Forward in Energy Innovation
The contrast between France’s structured scientific advancements and Britain’s hands-on, market-driven tinkering highlights key lessons for Canada and Québec today. By leveraging state-led research while fostering private-sector commercialization, Canada can establish a strong, resilient clean energy sector that ensures long-term economic stability and energy security.
La France napoléonienne a mis l’accent sur les progrès scientifiques centralisés, tandis que la Grande-Bretagne industrielle a prospéré grâce à l’expérimentation axée sur le marché et à la collaboration avec le secteur privé. Résultat?? La Grande-Bretagne a rapidement adopté des innovations comme la machine à vapeur, tandis que la France, malgré des avancées, a eu du mal avec la mise à l’échelle et la commercialisation.
Aujourd’hui, le Canada est à un carrefour similaire. Alors que les initiatives étatiques en matière d’énergie propre ont permis des progrès remarquables, garantir que ces innovations passent des laboratoires de recherche à une adoption à grande échelle reste un défi.
?? Le Canada devrait-il se concentrer davantage sur les incitations au secteur privé pour accélérer la commercialisation?? ?? Quelles leçons de l’histoire peuvent aider à équilibrer la recherche dirigée par le gouvernement et l’agilité entrepreneuriale??
Les réponses résident dans un mélange stratégique de leçons historiques, de politiques modernes et d’actions audacieuses. Découvrez comment le Canada et le Québec peuvent bâtir un écosystème énergétique qui favorise l’innovation et renforce la sécurité énergétique nationale.
I. Comparaison des deux modèles d’innovation énergétique
Bien que la France napoléonienne et la Grande-Bretagne de la révolution industrielle aient toutes deux joué un rôle crucial dans l’innovation énergétique, leurs approches différaient considérablement. Le modèle dirigé par l’État en France était axé sur des avancées scientifiques contrôlées, tandis que l’approche décentralisée et axée sur le marché de la Grande-Bretagne encourageait une adoption rapide. Le tableau ci-dessous met en évidence les principales différences entre ces deux modèles :
Ce contraste montre que si la recherche dirigée par l’État peut générer des percées majeures, le progrès technologique durable repose souvent sur des réseaux d’innovation décentralisés, des investissements privés et des incitations axées sur le marché. En Grande-Bretagne, des organisations comme la Lunar Society (qui comprenait des inventeurs comme James Watt et Matthew Boulton) et la Royal Society ont offert des plateformes essentielles pour l’échange de connaissances et la collaboration. Ces réseaux informels ont permis aux inventeurs de perfectionner leurs idées et d’accélérer les applications pratiques, favorisant ainsi un écosystème d’innovation dynamique.
En revanche, la France s’appuyait sur des institutions formelles, comme l’Académie des Sciences et l’École Polytechnique, axées sur les progrès scientifiques dirigés par l’État. Bien que ces institutions aient garanti un haut niveau de connaissances théoriques et de recherche systématique, le contrôle centralisé limitait la commercialisation des innovations. Le Canada et le Québec doivent trouver un équilibre entre ces modèles pour développer efficacement les technologies d’énergie propre dans le contexte géopolitique actuel.
II. Invention vs adoption en énergie
Étude de cas : Innovation dans la vapeur
La France a contribué à la recherche fondamentale en innovation énergétique. Sadi Carnot (1824) a développé la théorie de la thermodynamique, posant ainsi les bases des moteurs thermiques modernes. Cependant, l’absence d’un écosystème industriel a empêché des applications pratiques immédiates.
Auparavant, la machine à vapeur de James Watt (1769) avait révolutionné l’industrie britannique, permettant la production de masse dans le textile, l’exploitation minière et les chemins de fer. Les réseaux d’investissement privés et l’extraction massive de charbon en Grande-Bretagne ont favorisé une adoption rapide. De plus, les inventeurs britanniques pratiquaient fréquemment l’expérimentation et les ajustements progressifs, souvent en produisant des prototypes sans base théorique approfondie. La Lunar Society a facilité les discussions permettant de combler l’écart entre la théorie scientifique et les applications industrielles.
Implications pour le Canada et le Québec
Le Québec, avec son secteur hydroélectrique dominant, reflète le modèle dirigé par l’État de la France, où les grands projets énergétiques sont sous contrôle gouvernemental. Pour les nouvelles technologies d’énergie propre (ex. hydrogène vert, stockage d’énergie), le Canada doit favoriser les investissements privés pour accélérer l’adoption au-delà des projets soutenus par l’État. Encourager des centres d’innovation expérimentale et des laboratoires publics où les entreprises peuvent tester et affiner des solutions énergétiques en phase initiale pourrait accélérer la commercialisation.
III. Défis d’adoption : comparaison entre la France, la Grande-Bretagne et le Canada/Québec
1. Le contrôle centralisé ralentit la commercialisation
La France napoléonienne a adopté une approche hautement structurée du progrès scientifique, ce qui a conduit à des avancées majeures, mais souvent limitées par un contrôle bureaucratique strict. Les scientifiques et ingénieurs travaillaient sous mandats gouvernementaux, et les incitations du secteur privé étaient limitées. Résultat : les avancées technologiques mettaient du temps à être appliquées industriellement.
En revanche, le modèle britannique axé sur le marché a favorisé une adoption industrielle rapide, soutenue par l’investissement privé et des protections de brevets solides. Les inventeurs avaient la liberté de développer, affiner et commercialiser leurs innovations, entraînant ainsi des progrès énergétiques rapides.
De la même manière, le Canada fait aujourd’hui face à un défi similaire, devant combler le fossé entre la recherche financée par l’État et l’adoption industrielle à grande échelle. Malgré des investissements publics en R&D ayant conduit à des avancées dans les énergies renouvelables, les barrières bureaucratiques, particulièrement interprovinciales, et les contraintes réglementaires ralentissent la commercialisation. Le Canada et le Québec doivent s’assurer que les innovations énergétiques propres ne stagnent pas dans les institutions de recherche, mais qu’elles soient intégrées dans l’ensemble du marché.
2. L’innovation énergétique nécessite une adoption industrielle
La France napoléonienne a produit de nombreuses découvertes scientifiques majeures, mais celles-ci sont souvent restées confinées à des applications académiques ou militaires au lieu d’être largement mises en œuvre dans l’économie.
Le modèle décentralisé et axé sur le secteur privé de la Grande-Bretagne a permis une adoption rapide des innovations, en particulier dans le domaine de l’énergie.
Aujourd’hui, le Canada est confronté à des défis similaires. Bien qu’il soit un pionnier en matière d’innovation énergétique (comme l’hydroélectricité, le captage du carbone et les batteries), l’adoption reste limitée en raison de contraintes réglementaires et d’un manque d’incitations pour le secteur privé.
Pour exploiter pleinement le potentiel des technologies propres, le Canada doit aligner les forces du marché sur les incitations à l’innovation, garantissant que les avancées scientifiques se transforment en applications industrielles et grand public.
Encourager l’adoption nationale des technologies propres réduira la dépendance aux marchés étrangers, rendant ainsi le Canada plus résilient face à l’instabilité géopolitique.
IV. Priorités stratégiques pour le Canada et le Québec en matière d’énergie
Les leçons des approches historiques de la France et de la Grande-Bretagne offrent des orientations précieuses pour l’avenir énergétique du Canada et du Québec. Une transition énergétique réussie nécessite un équilibre stratégique entre le soutien gouvernemental et les politiques industrielles et le dynamisme du secteur privé. Les politiques doivent encourager l’investissement, accélérer l’adoption du marché et garantir la souveraineté énergétique pour assurer une résilience à long terme.
1. Encourager l’investissement privé dans l’énergie propre — Les recherches financées par le gouvernement doivent être couplées à des partenariats industriels pour assurer une adoption à grande échelle. Le Canada doit donner la priorité à l’indépendance énergétique face à l’agression économique des États-Unis.
2. Assurer la résilience des chaînes d’approvisionnement énergétiques — Les tensions commerciales montrent l’importance de la production nationale d’équipements électriques, de batteries et de technologies énergétiques propres.
3. Des pôles d’innovation régionaux, mais une coordination pancanadienne — Le Canada et le Québec doivent renforcer les pôles régionaux d’innovation énergétique tout en assurant une coordination nationale. Bien que les pôles puissent être spécialisés, une stratégie globale est essentielle pour maximiser l’innovation, le partage des ressources et la sécurité énergétique.
4. Faire de la souveraineté énergétique une priorité nationale — Face aux menaces géopolitiques, le Canada doit protéger ses actifs énergétiques stratégiques et son infrastructure contre toute prise de contrôle étrangère.
Conclusion : Le chemin vers l’innovation énergétique du Canada
Le contraste entre les avancées scientifiques structurées de la France et l’expérimentation pragmatique de la Grande-Bretagne met en lumière des enseignements essentiels pour le Canada et le Québec aujourd’hui. En combinant une recherche soutenue par l’État avec une commercialisation dynamique portée par le secteur privé, le Canada peut bâtir un secteur de l’énergie propre solide et résilient, garantissant ainsi la stabilité économique et la sécurité énergétique à long terme.
Fareed Zakaria’s The Age of Revolutions offers a sweeping historical analysis of how industrialization, nationalism, and globalization have shaped modern economies and political systems. While the book primarily examines the past, starting in the Netherlands in the 16th century, then going through revolution in England, France and the USA, its themes resonate strongly with today’s geopolitical landscape—especially in the context of growing friction between Canada and the United States. The history Zakaria lays out provides valuable insight into the underlying causes of these tensions and the broader implications for both countries.
A History of Economic Protectionism and Industrial Rivalry
One of Zakaria’s key arguments is that America’s economic rise was initially built on a foundation of industrial espionage, protectionism, and aggressive infrastructure investment. He notes that the United States borrowed heavily from British innovations—often illicitly—while shielding its emerging industries with high tariffs.
Canada, like Britain before it, now finds itself at odds with a protectionist America. Recent trade disputes, ranging from energy tariffs to tensions over steel and aluminum, mirror the historical patterns of economic nationalism Zakaria describes. In recent years, the US has increasingly leaned into policies that favour domestic production at the expense of traditional trading partners. In this sense, The Age of Revolutions serves as a reminder that economic nationalism is not new—it is an intrinsic part of America’s historical DNA.
Nationalism as a Tool of Political Distraction
Zakaria argues that conservative nationalist movements in the 19th century used protectionism and xenophobia as tools to deflect internal unrest. He writes: “The winners of this struggle tended to be the conservative nationalists who often addressed domestic unrest by unifying or distracting people with nationalism and imperialism.” This observation is strikingly relevant today.
As Canada and the US navigate disputes over trade, border policies, and energy projects, there is a temptation—on both sides—to frame these conflicts in nationalist terms. American populists argue that Canadian trade and taxation practices undercut US workers, while Canadian politicians respond by emphasizing national sovereignty and economic independence. Zakaria’s analysis suggests that these tensions are not solely about economics; they are also about domestic political calculations. Leaders may find it easier to blame foreign actors than to address systemic economic challenges at home.
The Shift Away from Free Trade
Another major theme in The Age of Revolutions is the historical ebb and flow of free trade. Zakaria notes that the late 19th century saw a sharp turn toward protectionism across industrialized nations, driven by fears of economic instability and foreign competition. He points out that “beginning around the 1890s, industrialized nations moved away from free markets and free trade”.
This shift bears a striking resemblance to the post-2016 trade environment, where the US has retreated from multilateral agreements and imposed tariffs on key imports. Canada, a strong proponent of open markets, has found itself repeatedly in the crossfire. Whether it was the renegotiation of NAFTA into the USMCA, the Inflation Reduction Act (IRA), or recent restrictions on Canadian steel and aluminum, the US has embraced a zero-sum approach to trade that mirrors the 19th-century patterns Zakaria describes.
Lessons for Canada: Navigating an Uncertain Future
Zakaria’s historical analysis underscores that economic and political trends are cyclical. Just as nations in the past turned to protectionism before eventually recognizing its limitations, today’s retreat from globalization is unlikely to be permanent. However, Canada must be strategic in navigating this period of heightened economic nationalism.
· Diversification of Trade Partnerships: As Zakaria highlights, the failure of economic sanctions on Russia since it invaded Ukraine demonstrates that the global economy is vast and adaptable. Canada should deepen its trade relationships with Europe, Asia, and Latin America to reduce dependence on the US.
· Investment in Domestic Innovation: The US once used intellectual property theft and industrial policy to fuel its rise. Canada should take a proactive approach by investing in domestic industries, particularly in green technology and advanced manufacturing, to improve productivity and to ensure economic resilience.
· Maintaining Diplomatic and Economic Leverage: Zakaria’s work illustrates how economic power translates into political leverage. Canada should continue to assert its influence within global institutions, ensuring that it remains a key player in shaping international trade rules rather than merely reacting to American policy shifts.
· Leveraging Energy and Natural Resources: Canada possesses an abundance of energy resources, including oil, natural gas, and renewable electricity, as well as critical minerals essential for modern industries. By strategically developing these resources, Canada can strengthen its economic position, attract investment, and ensure energy security while contributing to global sustainability goals.
Conclusion: A Historical Perspective on Modern Challenges
Zakaria’s The Age of Revolutions provides a compelling historical lens through which to view the current Canada-US relationship. The protectionist policies, nationalist rhetoric, and economic tensions we see today are not anomalies—they are echoes of past conflicts. Recognizing these patterns can help Canada craft a forward-thinking strategy that balances economic integration with national resilience.
While history does not repeat itself exactly, its rhythms remain familiar. As Canada and the US navigate their economic relationship, the lessons of past revolutions remind us that no period of tension is permanent. Strategic adaptation, rather than reactionary nationalism, will be the key to Canada’s continued prosperity.
Le livre The Age of Revolutions de Fareed Zakaria offre une analyse historique approfondie de l’industrialisation, du nationalisme et de la mondialisation, et de leur impact sur les économies et systèmes politiques modernes. Bien que le livre traite principalement du passé, partant au 16e siècle aux Pays-Bas et poursuivant en Angleterre, en France et aux États-Unis, ses thèmes résonnent fortement avec le contexte géopolitique actuel — particulièrement en ce qui concerne les tensions croissantes entre le Canada et les États-Unis. L’histoire que présente Zakaria offre un aperçu précieux des causes sous-jacentes de ces tensions et de leurs implications plus larges pour les deux pays.
Un historique du protectionnisme économique et des rivalités industrielles
L’un des principaux arguments de Zakaria est que la montée économique des États-Unis s’est initialement appuyée sur l’espionnage industriel, le protectionnisme et des investissements massifs dans les infrastructures. Il souligne que les États-Unis ont emprunté — souvent illicitement — de nombreuses innovations britanniques, tout en protégeant leurs industries émergentes par des tarifs douaniers élevés.
Le Canada, tout comme la Grande-Bretagne avant lui, se retrouve aujourd’hui en conflit avec une Amérique protectionniste. Les différends commerciaux récents, allant des tarifs sur l’énergie à ceux sur l’acier et l’aluminium, reflètent les schémas historiques du nationalisme économique que Zakaria décrit. Ces dernières années, les États-Unis ont de plus en plus adopté des politiques favorisant la production nationale au détriment de leurs partenaires commerciaux traditionnels. Le mouvement des révolutions nous rappelle que le nationalisme économique n’est pas un phénomène récent?; il fait partie intégrante de l’histoire américaine.
Le nationalisme comme outil de distraction politique
Zakaria soutient que les mouvements nationalistes conservateurs du XIXe siècle utilisaient le protectionnisme et la xénophobie pour détourner l’attention des troubles internes. Il écrit, en anglais : «?Les vainqueurs de cette lutte ont souvent été des nationalistes conservateurs qui, pour répondre aux troubles intérieurs, unifiaient ou détournaient les populations en utilisant le nationalisme et l’impérialisme.?» Cette observation est terriblement actuelle.
Alors que le Canada et les États-Unis naviguent entre conflits commerciaux, projets énergétiques et tensions frontalières, la tentation existe, des deux côtés, de présenter ces tensions sous un prisme nationaliste. Les populistes américains accusent les pratiques commerciales et fiscales canadiennes de nuire aux travailleurs américains, tandis que les politiciens canadiens répliquent en mettant l’accent sur la souveraineté nationale et l’indépendance économique. L’analyse de Zakaria suggère que ces tensions ne sont pas seulement économiques?; elles répondent aussi à des calculs politiques internes. Il est souvent plus facile pour les dirigeants de blâmer des acteurs étrangers que de s’attaquer aux défis économiques systémiques nationaux.
Le retrait du libre-échange
Un autre thème central du livre est l’alternance historique entre libre-échange et protectionnisme. Zakaria note que la fin du XIXe siècle a vu un revirement drastique vers le protectionnisme dans les pays industrialisés, en réaction aux craintes d’instabilité économique et à la concurrence étrangère. Il explique que «?vers les années 1890, les nations industrialisées se sont éloignées des marchés libres et du libre-échange.?»
Cette évolution évoque l’atmosphère économique d’après 2016, où les États-Unis ont distancé les accords multilatéraux et ont imposé des tarifs sur des importations cruciales. Le Canada, fervent partisan des marchés ouverts, s’est retrouvé à plusieurs reprises dans la ligne de mire. Que ce soit lors de la renégociation de l’ALENA en ACEUM, en adoptant l’Inflation Reduction Act (IRA), ou par les récentes restrictions sur l’acier et l’aluminium canadiens, les États-Unis ont adopté une approche protectionniste à somme nulle qui reflète les schémas du XIXe siècle décrits par Zakaria.
Leçons pour le Canada : naviguer dans un avenir incertain
L’analyse historique de Zakaria souligne que les tendances économiques et politiques sont cycliques. De la même manière que les nations ont autrefois adopté le protectionnisme avant d’en reconnaître les limites, il est peu probable que le recul actuel de la mondialisation soit permanent. Cependant, le Canada doit être stratégique pour naviguer dans cette période de nationalisme économique accru.
· Diversification des partenariats commerciaux : Zakaria met en évidence l’échec des sanctions économiques contre la Russie après son invasion de l’Ukraine, ce qui démontre que l’économie mondiale est vaste et adaptable. Le Canada devrait renforcer ses relations commerciales avec l’Europe, l’Asie et l’Amérique latine pour réduire sa dépendance aux États-Unis.
· Investissement dans l’innovation nationale : Les États-Unis ont autrefois utilisé le vol de propriété intellectuelle et des politiques industrielles pour stimuler leur croissance. Le Canada devrait adopter une approche proactive en investissant dans ses propres industries, en particulier la technologie verte et la fabrication avancée, afin d’améliorer la productivité et de garantir sa résilience économique.
· Maintien d’un levier diplomatique et économique : L’ouvrage de Zakaria illustre comment la puissance économique se traduit par une influence politique. Le Canada doit continuer à affirmer son rôle dans les institutions mondiales pour rester un acteur clé dans l’élaboration des règles du commerce international, au lieu de simplement réagir aux décisions américaines.
· Développement de l’énergie et des ressources naturelles : Le Canada possède une abondance de ressources énergétiques, y compris le pétrole, le gaz naturel et l’électricité renouvelable, ainsi que des minéraux critiques essentiels aux industries modernes. En développant stratégiquement ces ressources, le Canada peut renforcer sa position économique, attirer des investissements et assurer sa sécurité énergétique tout en contribuant aux objectifs mondiaux de durabilité.
Conclusion : une perspective historique sur les défis actuels
The Age of Revolutions de Zakaria offre un prisme historique fascinant pour examiner la relation actuelle entre le Canada et les États-Unis. Les politiques protectionnistes, la rhétorique nationaliste et les tensions économiques que nous observons aujourd’hui ne sont pas des anomalies, mais des échos de conflits passés. Comprendre ces tendances peut aider le Canada à élaborer une stratégie tournée vers l’avenir, qui équilibre intégration économique et résilience nationale.
Si l’histoire ne se répète pas exactement, ses rythmes restent familiers. Alors que le Canada et les États-Unis continuent de façonner leur relation économique, les leçons des révolutions passées nous rappellent qu’aucune période de tension n’est permanente. L’adaptation stratégique, plutôt que le nationalisme réactionnaire, sera la clé de la prospérité continue du Canada.
Since the Industrial Revolution, the fossil fuel era has shaped our relationship with energy. Thanks to coal, energy became more abundant and easily transportable, driving increased demand supported by a vast network of infrastructure and global transportation routes. The same pattern continued with oil and gas. Today, with the energy transition, a major shift is underway: demand now drives production. The electrification of the economy, powered by renewable energy, is reversing the rules of the energy game.
The advent of coal in the 18th century was a turning point in energy history. Before fossil fuels, production relied on local natural sources such as water and wood. Coal fueled the expansion of steam-powered rail and maritime transport, creating a feedback loop where transport and fossil fuels reinforced each other. This cycle allowed energy to be consumed in locations different from where it was produced, facilitating large-scale distribution.
The geopolitical impact of this energy dependence became significant, with industrial powers competing for control over resources and trade routes. For example, Britain’s Industrial Revolution was powered by local coal supplies, while colonial expansion was driven by access to raw materials, including fossil fuels. Thus, the fossil fuel era not only transformed economies but also global power structures.
Electricity: Toward Decentralized Energy
From the late 19th century, electrification introduced a new energy model. Unlike fossil fuels, electricity is harder to store and transport over long distances. However, it offers unprecedented flexibility and was quickly adopted for lighting and industrial machinery. Produced locally, it reduces exposure to geopolitical risks.
The rise of solar and wind power highlights a shift where consumers become key players in energy production. These technologies enable distributed generation through rooftop solar, community wind turbines, and microgrids. Demand-side management, supported by batteries and smart grids, is crucial for handling peak loads, balancing variable renewable generation, and allowing two-way power flows.
Smarter Energy Consumption Through Electrification
Electrification also transforms how demand is managed:
· Electric vehicles (EVs): Charged during off-peak hours, easing grid pressure.
· Smart buildings: Adjust heating and cooling based on demand.
· Smart water heaters: Operate during low-demand periods.
Batteries and smart grids are vital in balancing demand and supply, storing energy, and adjusting flows in real time.
A More Efficient and Sustainable System
Even when powered by fossil fuel plants, electric systems are more efficient:
· EVs: Consume less primary energy than gasoline vehicles.
· Heat pumps: Provide heating up to 300% more efficiently than gas boilers.
A Paradigm Shift: Demand Over Supply
The growth of renewable energy will naturally follow increased electrification. More EVs, heat pumps, and solar installations will drive investment in generation and storage.
Economic incentives, such as dynamic pricing, are critical in encouraging consumers to shift consumption based on electricity availability, reducing peak demand.
Conclusion: Accelerating Transition Through Electrification
Electrifying the economy represents more than a technological shift—it’s a new model. To succeed, we must first electrify major uses—transport, heating, and industry. Production will follow, driven by market forces and innovation.
The key question is no longer, “How can we produce more renewable energy?” but rather, “How can we electrify our uses faster?” By placing demand at the centre of the transition, we will create a more sustainable, resilient, and equitable energy system.
How are you contributing to this energy revolution? Let’s start the conversation!
Depuis la révolution industrielle, l’ère des énergies fossiles a façonné notre rapport à l’énergie. Grâce au charbon, l’énergie produite est devenue plus abondante et facilement transportable, ce qui a entraîné une demande accrue, appuyée par un vaste réseau d’infrastructures et de voies de communication à l’échelle mondiale. Le même phénomène s’est poursuivi avec le pétrole et le gaz. Aujourd’hui, avec la transition énergétique, un renversement majeur s’opère : c’est désormais la demande qui dicte la production. L’électrification de l’économie, soutenue par les énergies renouvelables, inverse les règles du jeu énergétique.
L’ère des énergies fossiles : la primauté de l’offre
L’avènement du charbon au XVIIIe siècle a marqué un tournant décisif dans l’histoire énergétique. Avant l’ère des énergies fossiles, les lieux de production dépendaient de la localisation des sources naturelles, comme l’eau et le bois. Avec le charbon, une transformation s’opère : il alimente le développement du transport ferroviaire et maritime à vapeur, créant un cercle vertueux où transports et énergies fossiles se renforcent mutuellement. Cette boucle de rétroaction permet de découpler la localisation de la consommation d’énergie de celle de sa production, ce qui facilite grandement sa diffusion à grande échelle.
L’impact géopolitique de cette dépendance énergétique devient considérable, les grandes puissances industrielles rivalisant pour le contrôle des gisements et des routes commerciales. Par exemple, la révolution industrielle en Grande-Bretagne s’est appuyée sur l’abondance du charbon local, tandis que l’extension des empires coloniaux a été motivée par l’accès aux matières premières, dont les combustibles fossiles. Ainsi, l’ère des énergies fossiles ne transforme pas seulement l’économie, mais aussi les équilibres de pouvoir mondiaux.
L’électricité : vers une décentralisation énergétique
L’électrification, amorcée dès la fin du XIXe siècle, a introduit une nouvelle dynamique. Contrairement aux combustibles fossiles, l’électricité se révèle plus complexe à emmagasiner et à expédier sur de longues distances. Toutefois, elle présente une souplesse inédite et est rapidement adoptée pour l’éclairage et la force motrice dans les usines. Grâce à sa production locale, elle évite les fluctuations géopolitiques.
L’essor de l’énergie solaire et éolienne renforce cette proximité, illustrant une transformation où les consommateurs deviennent des acteurs clés de la production énergétique. Ces technologies favorisent une production distribuée : panneaux solaires, éoliennes communautaires et microréseaux. La gestion de la demande électrique, via les batteries et réseaux intelligents, devient essentielle pour gérer les pointes, compenser les variations de production renouvelable, et permettre des flux d’énergie bidirectionnels.
L’électrification : une consommation plus intelligente
L’électrification des usages transforme également la gestion de la demande énergétique :
· Véhicules électriques : Rechargés hors des heures de pointe.
· Bâtiments intelligents : Ajustement de la température selon la demande.
· Chauffe-eau connectés : Fonctionnement pendant les heures creuses.
Les batteries et les réseaux intelligents jouent un rôle clé dans l’équilibre entre demande et offre, stockant l’énergie et ajustant les flux en temps réel.
Un système plus efficient et durable
Même alimentés par des centrales à combustibles fossiles, les systèmes électriques sont plus efficients :
· Véhicules électriques : Consomment moins d’énergie primaire.
· Thermopompes : Chauffent plus efficacement avec un rendement pouvant atteindre 300%.
Le renversement de paradigme : la primauté de la demande
L’expansion des énergies renouvelables suivra la croissance des usages électriques. Plus il y aura de véhicules électriques, de thermopompes et de panneaux solaires, plus les investissements dans la production et le stockage seront stimulés.
Les incitatifs économiques, comme les tarifs dynamiques, jouent un rôle clé en encourageant les consommateurs à adapter leur consommation selon la disponibilité de l’énergie, réduisant ainsi les pointes de demande.
Conclusion : électrifier les usages pour accélérer la transition
L’électrification de l’économie représente un changement de modèle. Pour réussir la transition énergétique, il faut d’abord électrifier les usages : transports, chauffage, industrie. La production suivra, portée par l’innovation et les marchés.
La question n’est plus « Comment produire plus d’énergie renouvelable ? » mais bien « Comment électrifier rapidement nos usages ? » En plaçant la demande au centre de la transition, nous construirons un système plus durable, plus résilient et plus juste.
Et vous, comment participez-vous à cette révolution énergétique ? Engageons la conversation !
Can solar + batteries help reduce winter peak electricity demand in Québec?
This initial analysis suggests that solar + 4-hour storage is 1/3 cheaper than hydropower + transmission per MW of peak capacity. While hydro remains critical for seasonal storage, solar + storage can optimize its use, reduce peak-hour dispatch, and provide ancillary grid services.
Cost per effective winter peak MW: $3.75M (Solar + Storage) vs. $7.10M (Hydro + Transmission).
O&M Costs: Solar + Storage: $20k/MW/year; Hydro: $75k/MW/year.
50-Year Lifetime Cost per MW: $7.25M (Solar) vs. $10.85M (Hydro).
I was taken aback by the initial evaluation’s suggestion that solar panels and batteries could be a cost-effective solution for winter peak shaving. However, a more in-depth analysis is necessary.
Québec’s electricity system is largely designed to meet winter peak demand, driven by electric heating during cold spells. The province’s hydropower reservoirs provide long-term seasonal energy storage, but can solar power, paired with batteries, help shave daily winter peaks cost effectively? This article provides an initial comparison of utility-scale solar with 4-hour LFP battery storage and hydropower with long-distance transmission, focusing on cost per effective MW available during peak hours in winter.
1. The Correlation Between Cold Temperatures and Solar Irradiance
A key concern with solar in winter is low irradiance due to shorter days and the sun’s lower angle. However, there is a notable correlation between clear skies and cold temperatures in Québec.
Cold air masses are often associated with high-pressure systems, which bring clear skies and maximize solar output.
Solar panels operate more efficiently in cold weather, improving performance.
During the coldest winter peaks, solar generation is often strong, and reverberation from snow cover can further increase the solar irradiance reaching the panels.
The equivalent of 2–3 hours of solar generation can be expected during a short winter day, justifying the need for 1.5 MW of solar per 1 MW/4 MWh of battery storage to ensure full battery charging each day.
However, winter solar cannot replace baseload generation, as overall production is still much lower than in summer. Instead, its best winter role is to provide peak shaving during cold spells when paired with batteries, while minimizing water withdrawals from the reservoirs throughout the year.
2. Cost Per MW for Winter Peak Demand
To ensure a fair comparison, we examine the cost per MW of actual peak power availability in winter, rather than installed capacity alone.
Notes on cost derivation:
Solar costs are based on Canadian utility-scale photovoltaic system pricing, with cost reductions expected over time.
Battery costs are derived from National Renewable Energy Laboratory (NREL) projections for LFP battery systems with a 4-hour duration.
The batteries do not necessarily need to be collocated with the solar plants. They can be placed in locations where they offer the most significant advantages, such as on Montréal’s island near large loads.
Hydropower costs are based on reported capital expenditures for projects such as La Romaine and Gull Island.
Transmission costs follow reported 735 kV line costs from projects such as Chamouchouane–Bout-de-l’Île and Churchill Falls expansions.
Cold days typically yield good solar power, but there are cloudy cold days with less solar generation. On such days, hydropower can supplement solar to charge batteries between morning and evening peaks. Conversely, during warmer periods, excess solar generation can reduce water withdrawals. Solar and hydropower complement each other.
This comparison provides median cost estimates; actual project costs will depend on site-specific factors, regulatory considerations, and technology advancements. Specific references for further reading are included at the end.
3. Operating & Maintenance (O&M) Costs
Key Takeaways:
Solar + storage has lower maintenance costs, as batteries and panels require minimal servicing.
Hydropower has higher O&M due to dam maintenance, turbine upkeep, and transmission maintenance.
4. Expected Lifespan
5. Long-Term Cost Comparison Over 50 Years
Since hydropower lasts longer, let’s normalize total costs over 50 years for a fairer comparison.
Key Takeaways:
Even when including a full replacement at Year 25, solar + storage remains ~33% cheaper than hydropower.
Hydropower provides superior long-term reliability, but at a higher total cost.
These cost estimates do not include financing costs, net present value of future expenditures, or potential future cost reductions for solar and battery technologies. Future projects could have different cost structures due to technological advancements and changing economic conditions.
6. Conclusion
Solar + 4-hour storage is a cost-effective way to reduce hydro dispatch during peak hours.
It is nearly 50% cheaper per MW of peak capacity than hydropower with transmission.
While hydropower remains essential for seasonal energy storage, solar + storage can optimize its use.
Batteries provide additional ancillary services, further improving financial viability.
Future cost trends and project-specific conditions could change these results.
‘énergie solaire + les batteries peuvent-elles contribuer à réduire la demande d’électricité de pointe en hiver au Québec?
Cette analyse initiale suggère que le stockage solaire + 4 heures est 1/3 moins cher par MW de capacité de pointe que l’hydroélectricité + le transport. Bien que l’hydroélectricité reste essentielle pour le stockage saisonnier, le solaire + stockage peut optimiser son utilisation, réduire la répartition aux heures de pointe et fournir des services de réseau auxiliaires.
Coût par MW efficace en pointe hivernal : 3,75 M$ (solaire + stockage) contre 7,10 M$ (Hydro + Transmission).
Coût total sur 50 ans par MW : 7,25 M$ (énergie solaire) contre 10,85 M$ (hydroélectricité).
J’ai été surpris que les panneaux solaires et les batteries puissent réduire les pointes hivernales de manière rentable. Cependant, une analyse plus approfondie est nécessaire.
Le réseau d’électricité du Québec est en grande partie conçu pour répondre à la demande de pointe hivernale, entraînée par le chauffage électrique pendant les vagues de froid. Les réservoirs hydroélectriques de la province fournissent un stockage d’énergie saisonnier à long terme, mais l’énergie solaire, associée à des batteries, peut-elle aider à aplanir les pics hivernaux quotidiens de manière rentable? Cet article fournit une comparaison initiale de l’énergie solaire à grande échelle avec le stockage par batterie LFP de 4 heures et de l’hydroélectricité avec transmission longue distance, en se concentrant sur le coût par MW efficace disponible pendant les heures de pointe en hiver.
1. La corrélation entre les températures froides et l’irradiance solaire
Une préoccupation clé avec l’énergie solaire en hiver est la faible irradiance en raison des jours plus courts et de l’angle inférieur du soleil. Cependant, il existe une corrélation notable entre un ciel dégagé et des températures froides au Québec.
Les masses d’air froid sont souvent associées à des systèmes à haute pression, qui apportent un ciel clair et maximisent la production solaire.
Les panneaux solaires fonctionnent plus efficacement par temps froid, améliorant ainsi les performances.
Pendant les pointes d’hiver les plus froides, la production d’énergie solaire est souvent forte, et la réverbération de la couverture de neige peut encore augmenter l’irradiance solaire atteignant les panneaux.
On peut s’attendre à l’équivalent de 2 à 3 heures de production solaire au cours d’une courte journée d’hiver, ce qui justifie la nécessité de 1,5 MW d’énergie solaire par 1 MW / 4 MWh de stockage par batterie pour assurer une charge complète de la batterie chaque jour.
Cependant, l’énergie solaire d’hiver ne peut pas remplacer la production de base, car la production globale est encore beaucoup plus faible qu’en été. Au lieu de cela, son meilleur rôle hivernal est une capacité de gestion des pics journaliers pendant les vagues de froid lorsqu’il est associé à des batteries, tout en minimisant les prélèvements d’eau des réservoirs tout au long de l’année.
2. Coût par MW pour la demande de pointe hivernale
Pour assurer une comparaison équitable, nous examinons le coût par MW de la disponibilité réelle de l’énergie de pointe en hiver, plutôt que la capacité installée seule.
Notes sur le calcul des coûts :
Les coûts de l’énergie solaire sont fondés sur la tarification des systèmes photovoltaïques à l’échelle des services publics canadiens, et des réductions de coûts sont prévues au fil du temps.
Les coûts des batteries sont calculés à partir des projections du National Renewable Energy Laboratory (NREL) pour les systèmes de batteries LFP d’une durée de 4 heures.
Les batteries n’ont pas nécessairement besoin d’être colocalisées avec les centrales solaires. Ils peuvent être placés dans des endroits où ils offrent les avantages les plus importants, comme sur l’île de Montréal près de grandes charges.
Les coûts de l’hydroélectricité sont fondés sur les dépenses en immobilisations déclarées pour des projets comme La Romaine et Gull Island.
Les coûts de transmission suivent les coûts des lignes de 735 kV pour des projets comme ceux de Chamouchouane–Bout-de-l’Île et de d’agrandissement Churchill Falls.
Les journées froides produisent généralement une bonne énergie solaire, mais il y a des journées froides nuageuses avec moins de production d’énergie solaire. Ces jours-là, l’hydroélectricité peut compléter l’énergie solaire pour charger les batteries entre les pics du matin et du soir. À l’inverse, pendant les périodes plus chaudes, une production solaire excessive peut réduire les prélèvements d’eau. L’énergie solaire et l’hydroélectricité se complètent.
Cette comparaison fournit des estimations des coûts médians; les coûts réels du projet dépendront de facteurs propres au site, de considérations réglementaires et de progrès technologiques. Des références spécifiques pour une lecture plus approfondie sont incluses à la fin.
3. Coûts d’exploitation et d’entretien (O&M)
Principaux points à retenir :
Le solaire + stockage a des coûts de maintenance plus faibles, car les batteries et les panneaux nécessitent peu d’entretien.
L’hydroélectricité a des coûts O&M plus élevés en raison de l’entretien des barrages, des turbines et des lignes de transmission
4. Durée de vie prévue
5. Comparaison des coûts à long terme sur 50 ans
Puisque l’hydroélectricité dure plus longtemps, normalisons les coûts totaux sur 50 ans pour une comparaison plus juste.
Principaux points à retenir :
Même en incluant un remplacement complet à l’année 25, le stockage solaire + reste ~ 33% moins cher que l’hydroélectricité.
L’hydroélectricité offre une fiabilité supérieure à long terme, mais à un coût total plus élevé.
Ces estimations de coûts n’incluent pas les coûts de financement, la valeur actualisée nette des dépenses futures ou les réductions de coûts futures potentielles pour les technologies solaires et de batteries. Les projets futurs pourraient avoir des structures de coûts différentes en raison des progrès technologiques et de l’évolution des conditions économiques.
6. Conclusion
Le stockage solaire + 4 heures est un moyen rentable de réduire la répartition de l’électricité pendant les heures de pointe.
Il est près de 50% moins cher par MW de capacité de pointe que l’hydroélectricité avec transmission.
Alors que l’hydroélectricité reste essentielle pour le stockage saisonnier de l’énergie, le stockage solaire + peut optimiser son utilisation.
Les batteries fournissent des services auxiliaires supplémentaires, améliorant encore la viabilité financière.
Les tendances futures en matière de coûts et les conditions propres au projet pourraient modifier ces résultats.
A recent Heritage Foundation article claims that U.S. fossil fuel expansion will dismantle the global net-zero agenda. But is this really the future? Global trends—from the IEA’s net-zero roadmap to China’s green tech dominance—suggest otherwise. Geopolitical energy shifts and climate realities are reshaping the landscape. Is clinging to fossil fuels a strategic move, or a costly miscalculation? Let’s dive in.
The U.S. Fossil Fuel Boom: A Game Changer or a Costly Gamble?
A recent Heritage Foundation article, “U.S. Energy Dominance Will Force the End of the Global Net Zero Fiasco”, argues that U.S. fossil fuel expansion will undermine the global net-zero push. The claim? That cheap energy from oil and gas will drive manufacturing back to the U.S., force other nations to reconsider their green ambitions, and give America a geopolitical advantage.
This perspective is not isolated. It aligns with broader energy strategies championed by the Trump administration, which emphasized “energy dominance” as a national security and economic policy. The belief is that leveraging domestic fossil fuels can reduce reliance on foreign energy, strengthen geopolitical leverage, and create domestic jobs. Additionally, Chris Wright, now Secretary of Energy, in his “Bettering Human Lives” report, argues that hydrocarbons remain crucial for economic growth and human prosperity. While these arguments highlight the benefits of fossil fuels, they overlook significant global economic, policy, and technological shifts that challenge this view.
I enjoy reading contrarian opinions like this—not necessarily because I agree, but because they offer valuable insights into different perspectives. Sometimes, we learn more by challenging our own assumptions than by reinforcing them.
But is this narrative grounded in reality? Let’s break it down based on global energy trends, economic shifts, and the rise of green technology.
Approaching Peak Fossil?
Claiming that we are in an energy transition can be controversial, as fossil fuel use is still rising. However, more and more data points indicate that we are approaching peak fossil. The International Energy Agency (IEA) and BloombergNEF both project a decline in fossil fuel reliance, starting in a few years. All the IEA’s scenarios show that clean energy investments are growing exponentially, with renewables becoming the cheapest and most scalable energy source.
Even major energy players like BP and ExxonMobil are adjusting forecasts, acknowledging that demand for fossil fuels is peaking. Betting on a fossil fuel resurgence goes against global economic and policy trends.
China’s Green Tech Dominance is Reshaping the Market
While the U.S. pivots back to fossil fuels, China is doubling down on renewables, EVs, and green manufacturing—and reaping the benefits. China now produces:
? 80% of the world’s solar panels;
? 60% of global wind turbines;
? 50%+ of the world’s EVs.
The result? Developing nations increasingly choose China’s green technology over fossil fuels, thanks to lower costsand reduced exposure to volatile oil prices.
A great example: EV adoption in Africa, India, and Southeast Asia. From electric two-wheelers in India to solar-powered microgrids in sub-Saharan Africa, developing countries are leapfrogging traditional energy models in favour of affordable, stable, and cleaner energy solutions.
Fossil Fuels = Geopolitical Risk, Not Strength
The Heritage Foundation argues that fossil fuel dominance will enhance U.S. geopolitical power. But history suggests otherwise.
Oil price shocks (like the 1973 and 2022 crises) cause economic instability.
Countries dependent on fossil fuel exports (Russia, Venezuela) face severe economic swings.
Green energy reduces reliance on geopolitically unstablesuppliers like petrostates. On the other hand, solar ponels, batteries and EVs will continue to work, regardless of what happens in their country of origin.
Nations that invest in renewables then shield themselves from price volatility and boost energy security.
The Big Question: Is the U.S. Betting on the Past Instead of the Future?
Instead of doubling down on fossil fuels, the real opportunity lies in leading the green transition. The U.S. has the talent, capital, and technology to dominate clean energy—but will it seize the moment, or let China take the lead?
What do you think? Is fossil fuel dominance a viable strategy, or a losing bet in the long run? Let’s discuss.
Un article récent de la Heritage Foundation affirme que l’expansion des combustibles fossiles aux États-Unis démantèlera le programme mondial de zéro émission nette. Mais est-ce vraiment l’avenir?? Les tendances mondiales — de la feuille de route à zéro émission nette de l’AIE à la domination de la Chine en matière de technologies vertes — suggèrent le contraire. Les changements géopolitiques de l’énergie et les réalités climatiques remodèlent le paysage. S’accrocher aux combustibles fossiles est-il un geste stratégique ou une erreur de calcul coûteuse?? Plongeons dedans.
L’essor des combustibles fossiles aux États-Unis : un tournant décisif ou un pari risqué??
Un article récent de la Heritage Foundation, «?U.S. Energy Dominance Will Force the End of the Global Net Zero Fiasco?», soutient que l’expansion des combustibles fossiles aux États-Unis mettra fin à l’élan mondial pour atteindre la neutralité carbone. Selon eux, l’énergie abordable tirée du pétrole et du gaz entraînera le retour de la production manufacturière aux États-Unis, incitera d’autres pays à revoir leurs objectifs environnementaux et conférera à l’Amérique un avantage géopolitique.
Cette perspective n’est pas isolée. Elle est en harmonie avec les stratégies énergétiques plus globales défendues par l’administration Trump, qui a mis l’accent sur la «?domination énergétique?» en tant que politique de sécurité nationale et économique. On croit que l’exploitation des combustibles fossiles nationaux permettrait de diminuer la dépendance vis-à-vis de l’énergie étrangère, d’accroître l’influence géopolitique et de créer des emplois au pays. En outre, Chris Wright, aujourd’hui secrétaire à l’Énergie, dans son rapport «?Bettering Human Lives?», soutient que les hydrocarbures restent cruciaux pour la croissance économique et la prospérité humaine. Bien que ces arguments mettent en évidence les avantages des combustibles fossiles, ils négligent les changements économiques, politiques et technologiques mondiaux importants qui remettent en question ce point de vue.
J’apprécie lire des points de vue divergents, même s’ils ne correspondent pas à mes convictions, car ils fournissent des informations précieuses sur une variété de perspectives. Il arrive souvent que nous apprenions davantage en remettant en cause nos propres convictions qu’en les confirmant.
Toutefois, il est important de se demander si cette histoire correspond à la réalité. Examinons-la sous divers angles, tels que les tendances énergétiques globales, les évolutions économiques et le développement des technologies écologiques.
Approche du pic fossile??
Prétendre que nous sommes dans une transition énergétique peut être controversé, car la consommation de combustibles fossiles continue d’augmenter. Cependant, de plus en plus de points de données indiquent que nous approchons du pic fossile. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE) ainsi que BloombergNEF, la demande en combustibles fossiles devrait connaître un déclin au cours des prochaines années. Les scénariosde l’AIE montre que les investissements dans l’énergie propre augmentent de manière exponentielle, les énergies renouvelables devenant la source d’énergie la moins chère et la plus évolutive.
Même les principaux acteurs de l’énergie, comme BP et ExxonMobil, ajustent leurs prévisions, reconnaissant que la demande de combustibles fossiles atteint un sommet. Parier sur une résurgence des combustibles fossiles va à l’encontre des tendances économiques et politiques mondiales.
La domination de la Chine sur les technologies vertes est en train de remodeler le marché
Alors que les États-Unis reviennent aux combustibles fossiles, la Chine redouble d’efforts en matière d’énergies renouvelables, de véhicules électriques et de fabrication écologique, et en récolte les bénéfices. La Chine produit maintenant :
· 80 % des panneaux solaires du monde?;
· 60 % des éoliennes mondiales ;
· 50 % + des véhicules électriques du monde.
Le résultat?? Les pays en développement choisissent de plus en plus les technologies vertes de la Chine plutôt que les combustibles fossiles, grâce à des coûts plus bas et à une exposition réduite à la volatilité des prix du pétrole.
Un excellent exemple : l’adoption de véhicules électriques en Afrique, en Inde et en Asie du Sud-Est.Des deux-roues électriques en Inde aux microréseaux à énergie solaire en Afrique subsaharienne, les pays en développement font un bond en avant les modèles énergétiques traditionnels en faveur de solutions énergétiques abordables, stables et plus propres.
Combustibles fossiles = risque géopolitique, pas force
La Heritage Foundation soutient que la domination des combustibles fossiles renforcera la puissance géopolitique des États-Unis. Mais l’histoire suggère le contraire.
Les chocs pétroliers (comme les crises de 1973 et de 2022) provoquent une instabilité économique.
Les pays qui dépendent des exportations de combustibles fossiles (Russie, Venezuela) sont confrontés à de graves fluctuations économiques.
L’énergie verte réduit la dépendance à l’égard de fournisseurs géopolitiquement instables, comme les pétro-états. D’autre part, les panneaux solaires, les batteries et les véhicules électriques continueront de fonctionner, peu importe ce qui se passe dans leur pays d’origine.
Les pays qui investissent dans les énergies renouvelables se protègent donc de la volatilité des prix et renforcent la sécurité énergétique.
La grande question : les États-Unis parient-ils sur le passé au lieu de l’avenir??
Au lieu de doubler la mise sur les combustibles fossiles, la véritable opportunité est de mener la transition verte. Les États-Unis ont le talent, le capital et la technologie pour dominer l’énergie propre, mais vont-ils saisir l’occasion, ou laisser la Chine prendre les devants??
Qu’en pensez-vous?? La domination des combustibles fossiles est-elle une stratégie viable ou un pari perdant à long terme?? Discutons.
Planification de la gestion intégrée des ressources énergétiques (PGIRE) : L’avenir de la transition énergétique du Québec
Le Québec est à un tournant décisif de son évolution énergétique. L’électrification s’accélère et nous devons moderniser notre réseau, intégrer les énergies renouvelables et assurer la sécurité énergétique. Notre Planification intégrée des systèmes énergétiques (PISE) propose une feuille de route pour optimiser les ressources, équilibrer l’offre et la demande et bâtir un avenir durable. Construisons ensemble un système énergétique résilient !
Introduction : le Québec à la croisée des chemins de l’électrification
Alors que le virage mondial vers la décarbonisation s’accélère, le Québec se trouve à un moment charnière. La province fait face à plusieurs défis, notamment la nécessité de moderniser les infrastructures du réseau, d’améliorer la fiabilité, d’intégrer des sources d’énergie renouvelable croissantes et de répondre à une demande accrue d’électricité dans des secteurs comme les transports et l’industrie.
Les opportunités sont tout aussi nombreuses. En tant que territoire le plus électrifié en Amérique du Nord, le Québec dispose d’une base solide grâce à ses vastes ressources hydroélectriques et à sa grande industrie de fabrication d’équipements électriques. Cette expertise positionne la province comme un leader dans les exportations d’énergie propre. Cependant, les interconnexions limitées avec les états et provinces voisins constituent un obstacle majeur, limitant la capacité du Québec à optimiser le commerce énergétique.
Réaliser une économie durable et électrifiée nécessite une approche de planification robuste et flexible qui aligne l’offre d’énergie, les infrastructures et les besoins émergents. Conscient de ces dynamiques, le Ministère de l’Économie, de l’Innovation et de l’Énergie du Québec (MEIE) du Québec a entrepris l’élaboration d’un plan de gestion intégrée des ressources énergétiques (PGIRE). Ce plan intégré vise à relever ces défis et à saisir ces opportunités, tout en mobilisant un large éventail de parties prenantes pour en assurer le succès. L’acronyme PGIRE sera utilisé dans ce document, même si l’expression planification intégrée des systèmes énergétiques (en anglais: Integrated Energy System Planning, IESP) est plus souvent utilisée dans l’industrie.
Ce document présente ma perspective personnelle sur les PGIRE en général dans le but de contribuer aux discussions en cours et de fournir des perspectives sur les meilleures pratiques et stratégies pour son développement et sa mise en œuvre efficace. Je suis un expert indépendant et je ne suis pas rémunéré par le gouvernement ou Hydro Québec .
Qu’est-ce que la planification intégrée des systèmes énergétiques ?
La planification intégrée des systèmes énergétiques est un cadre stratégique qui coordonne le développement et l’exploitation de systèmes énergétiques interconnectés. En intégrant plusieurs vecteurs énergétiques, tels que l’électricité, le gaz naturel, l’hydrogène et l’énergie thermique dans des secteurs comme les transports, les bâtiments et l’industrie, le PGIRE permet une distribution d’énergie efficace, résiliente et durable. Par exemple, un PGIRE pourrait documenter les scénarios futurs de demande d’électricité dans une ville en pleine croissance, identifier des sources d’énergie renouvelable potentielles comme des parcs éoliens ou solaires pour répondre à cette demande, et planifier la sortie progressive du gaz naturel pour le chauffage, ainsi que les mises à niveau nécessaires des infrastructures de transmission et de distribution. Cela garantit un équilibre entre l’offre et la demande d’énergie, tout en minimisant les risques, les coûts et les impacts environnementaux, et en améliorant la fiabilité et la résilience.
La transition énergétique implique une électrification accrue, reflétant l’importance croissante de l’électricité dans le chauffage, les transports et les processus industriels. Cependant, d’autres sources d’énergie continueront d’être utilisées, telles que le gaz naturel renouvelable et la biomasse pour le chauffage. De plus, pendant les prochaines décennies, les combustibles fossiles continueront à être utilisés, bien que de manière réduite. En intégrant diverses sources d’énergie, technologies et secteurs, le PGIRE garantit que le système énergétique évolue pour répondre aux objectifs sociétaux, économiques et environnementaux.
Le PGIRE diffère de la planification intégrée des ressources (en anglais: Integrated Resource Planning, IRP), souvent utilisée par les services publics électriques pour prévoir et répondre à la demande d’électricité au sein du système électrique. Contrairement aux IRP des compagnies d’électricité, le PGIRE englobe plusieurs services publics et sources d’énergie, met l’accent sur l’efficacité énergétique et souligne une coordination systémique globale. Certains gouvernements, comme la Californie, mènent des « IRP » à l’échelle de l’État qui fonctionnent effectivement comme des PGIRE, ce qui peut prêter à confusion.
Meilleures pratiques dans le PGIRE
La planification intégrée des systèmes énergétiques implique une approche holistique et prospective pour aligner l’offre d’énergie, les infrastructures et les besoins. Pour garantir une mise en œuvre efficace, certaines meilleures pratiques doivent être adoptées :
1. Orientation stratégique
Mandat clair : Les décideurs définissent une vision stratégique soutenue par des politiques claires, visant des objectifs en matière d’énergie renouvelable, de réduction des émissions, de fiabilité, de résilience, d’accessibilité financière et d’efficacité des coûts.
Analyse de scénarios : Tester plusieurs scénarios prépare à un large éventail de développements potentiels.
Adaptabilité : Des mises à jour régulières garantissent que le plan reste pertinent face aux évolutions technologiques, politiques et conjoncturelles.
2. Collaboration inclusive
Engagement des parties prenantes : Une participation large reflète les priorités sociétales, favorise la confiance et assure la responsabilité.
Approche interdisciplinaire : Une collaboration intersectorielle évite une planification cloisonnée et favorise des solutions intégrées.
3. Fondations solides
Décisions basées sur les données : Des modèles de prévision précis garantissent des décisions informées et fiables, particulièrement pour ce qui est des impacts économiques des scénarios.
Financement et ressources : Des investissements financiers suffisants soutiennent le développement des infrastructures et l’innovation.
Exécution et supervision : Un suivi continu assure le respect du plan et permet de relever les défis émergents.
En suivant ces pratiques, le PGIRE peut créer un système énergétique durable, résilient et inclusif qui s’adapte aux besoins futurs. Par exemple, le Danemark a réussi à mettre en œuvre des éléments de planification intégrée en combinant l’énergie éolienne avec les systèmes de chauffage urbain, augmentant ainsi l’efficacité énergétique et réduisant les émissions. Alors que le Québec entame son parcours PGIRE, ces principes servent de lignes directrices essentielles pour naviguer dans les complexités de la transition énergétique et assurer un succès à long terme.
Parties prenantes clés dans le PGIRE
Le succès d’un PGIRE repose sur une collaboration efficace entre diverses parties prenantes. Les principaux contributeurs incluent les gouvernements et organismes de réglementation, les services publics, les opérateurs de réseau, les fabricants d’équipements, les leaders de l’innovation, les communautés locales et les groupes de défense. Cet effort collectif garantit que l’expertise issue de divers domaines façonne un système énergétique résilient et inclusif.
1. Gouvernements et organismes de réglementation :
Les ministères provinciaux, comme le MEIE au Québec, supervisent et régulent le processus de planification.
Les organismes de réglementation énergétique, tels que la Régie de l’énergie, assurent la conformité et la responsabilité.
2. Services publics et opérateurs de réseau :
Les services publics, comme Hydro-Québec et Énergir, gèrent la production, la transmission et la distribution d’énergie.
L’opérateur de systèmes indépendants (Independent System Operators, ISO), lorsqu’il existe, coordonnent la faisabilité technique et la gestion du réseau. Note: il n’y a pas d’opérateur indépendant au Québec.
3. Contributeurs à la connaissance et à l’innovation :
Les institutions académiques et de recherche offrent une expertise, des analyses de données et des solutions innovantes. Le centre de recherche d’Hydro-Québec (IREQ) pourrait contribuer, surtout s’il s’intègre mieux au tissu industriel du Québec.
Les experts du secteur privé, comme les cabinets d’ingénierie et de conseil, apportent des connaissances sur les énergies renouvelables, le stockage et les réglementations.
Les fabricants d’équipements assurent la conception et l’optimisation des composants nécessaires au fonctionnement des systèmes énergétiques.
4. Parties prenantes locales et communautaires :
Les gouvernements locaux et municipalités adressent les besoins énergétiques spécifiques des villes.
Les communautés autochtones défendent leurs priorités, leurs droits et leurs préoccupations.
Les groupes communautaires et le grand public assurent l’adhésion et reflètent les valeurs sociétales.
Les organisations non gouvernementales (ONG), y compris les associations industrielles et commerciales, enrichissent le processus par des perspectives variées, défendant souvent la durabilité, l’équité et des solutions innovantes qui peuvent aider à combler les fossés entre les communautés, les gouvernements et les industries.
Responsabilité pour le développement et le suivi du PGIRE
Le développement et la supervision d’un plan de gestion intégrée des ressources énergétiques doivent être confiés à une entité indépendante dotée d’une expertise technique, d’impartialité et de solides capacités d’engagement des parties prenantes.
Au Québec, ce rôle a été assumé par le MEIE. Généralement, les ministères gouvernementaux sont bien placés pour diriger les initiatives de PGIRE grâce à leur indépendance, leur représentation étendue des parties prenantes et leur autorité pour répondre aux besoins énergétiques à grande échelle. Cependant, ils nécessitent souvent un soutien technique et opérationnel de la part de cabinets d’ingénierie ou de conseil stratégique.
D’autres entités potentielles pour superviser le PGIRE incluent :
Organismes de réglementation énergétique : Ces organismes garantissent la conformité et la responsabilité grâce à une supervision indépendante. Toutefois, leur accent sur la régulation peut limiter leur capacité à diriger une planification stratégique.
Opérateurs de systèmes indépendants (Independent System Operators, ISO) ou organisations régionales de transmission (Regional Transmission Organizations, RTO) : Ces organisations possèdent une expertise technique et opérationnelle solide, mais leur champ d’action se limite souvent aux réseaux électriques, excluant d’autres sources d’énergie.
Services publics : Les services publics peuvent assumer la responsabilité de la planification à condition de couvrir un large éventail de domaines énergétiques. Au Québec, cependant, aucun service public unique ne domine à la fois les marchés de l’électricité et du gaz naturel, rendant essentiel une collaboration ou un soutien de la part d’entités gouvernementales. Assurer l’indépendance des services publics reste également un défi, particulièrement pour ceux détenus par des investisseurs.
Consortiums collaboratifs : Les partenariats incluant des gouvernements, des services publics, des institutions académiques et des experts du secteur privé peuvent équilibrer expertise et leadership, mais nécessitent une gouvernance claire pour maintenir le focus et l’autorité.
Résultats attendus et calendrier
Le principal résultat d’un PGIRE est une feuille de route complète pour le système énergétique. Cette feuille de route doit :
Tenir compte de diverses sources d’énergie : intégrer l’électricité, le gaz naturel renouvelable, l’hydrogène, la biomasse et les combustibles fossiles (en transition) tout en définissant des stratégies pour intégrer les nouvelles technologies énergétiques et éliminer progressivement les sources non durables.
Répondre aux besoins des communautés : aborder les besoins et priorités énergétiques uniques des différentes communautés, notamment en matière d’accessibilité financière, d’accessibilité physique et de considérations culturelles, particulièrement pour les communautés autochtones et les régions mal desservies.
Établir une vision à long terme : fournir des prévisions de la demande, des plans de ressources et des stratégies d’investissement alignées sur les objectifs climatiques, tels que la réduction des émissions de gaz à effet de serre et l’amélioration de l’efficacité énergétique.
Proposer des étapes détaillées de mise en œuvre : offrir des recommandations politiques, des stratégies de mise à niveau des infrastructures, des stratégies de financement et des étapes précises avec des échéanciers pour garantir une exécution fluide.
Cette approche garantit un système énergétique équilibré, inclusif et prêt pour l’avenir. Le processus de PGIRE s’étend généralement sur 18 à 36 mois, selon l’ampleur et la complexité du projet. Les feuilles de route des systèmes énergétiques sont périodiquement révisées pour rester pertinentes et s’adapter aux conditions changeantes. Les mises à jour intègrent les nouvelles technologies, les évolutions du marché, les changements de politiques et les défis imprévus. Les domaines en évolution rapide, tels que l’intégration des énergies renouvelables ou la résilience du réseau, peuvent nécessiter un suivi annuel. Des rapports transparents renforcent la confiance du public et la responsabilité.
Portée géographique
Le plan de gestion intégrée des ressources énergétiques peut être mis en œuvre à différents niveaux géographiques, chacun offrant des avantages et des défis uniques :
PGIRE au niveau de la ville
Intérêt : adapté pour répondre aux demandes locales en énergie et aux défis urbains, tels que l’électrification des transports ou le chauffage urbain.
Avantages : solutions personnalisées avec une forte implication communautaire et une gouvernance simplifiée.
Défis : impact limité sur les systèmes régionaux plus larges.
Exemple : La Renewable City Strategy (RCS) de Vancouver vise à transitionner la ville vers 100 % d’énergie renouvelable d’ici 2050 dans tous les secteurs, y compris les bâtiments, les transports et les systèmes énergétiques. Voir https://vancouver.ca/files/cov/renewable-city-strategy-booklet-2015.pdf.
PGIRE au niveau régional, provincial ou étatique
Intérêt : équilibre les ressources énergétiques entre les zones urbaines et rurales, soutenant à la fois les besoins industriels et communautaires.
Avantages : partage élargi des ressources et renforcement de la résilience grâce à une collaboration régionale.
Défis : nécessite une coordination entre les municipalités et l’alignement de priorités diverses.
Exemple 1 : Le plan Integrated Resource Plan (IRP) de la Californie harmonise l’énergie renouvelable et l’intégration urbaine-rurale. Il est mis à jour tous les deux ans pour tenir compte des nouvelles exigences politiques, des objectifs d’intégration des énergies renouvelables et des défis de fiabilité du réseau. Voir https://avaenergy.org/integrated-resource-plan/.
Intérêt : supervise les transitions énergétiques à grande échelle, alignant les politiques nationales sur les objectifs climatiques et la sécurité énergétique.
Avantages : assure la cohérence des politiques et tire parti des économies d’échelle.Défis : peut négliger les spécificités régionales et les besoins communautaires particuliers.
Exemple 2 : Le programme Clean Power 2030 (CP2030) de la Grande-Bretagne vise à garantir que la puisse répondre à ses besoins énergétiques principalement grâce à des sources renouvelables d’ici 2030. Cela inclut l’expansion massive des capacités d’énergie éolienne en mer, solaire, et du stockage par batteries, ainsi que l’extension de la durée de vie des centrales nucléaires existantes. Le programme prévoit des investissements annuels estimés à 40 milliards de livres sterling, ainsi que la construction de 1?000 km de lignes électriques et de 4?500 km de câbles sous-marins. Notons que la production éolienne en Grande-Bretagne se fait principalement au Nord, tandis que la demande d’énergie est plus élevée au Sud, une situation similaire à celle du Québec. Voir https://www.neso.energy/publications/clean-power-2030.
PGIRE au niveau continental ou multinational
Intérêt : facilite le commerce énergétique transnational, le partage des ressources et le développement des infrastructures.
Avantages : soutient les projets à grande échelle et la stabilité énergétique régionale.
Défis : implique une gouvernance complexe et un alignement des politiques transfrontalières.
Le succès d’un PGIRE repose largement sur son exécution. Un plan méticuleusement conçu ne peut aboutir sans un chemin clair vers sa mise en œuvre, une supervision robuste et une capacité d’adaptation continue. Les éléments clés d’une exécution réussie incluent :
Alignement avec les priorités : Les organismes de réglementation des services publics et les autres parties prenantes doivent s’assurer que les investissements sont alignés sur les priorités définies dans la feuille de route du PGIRE. Les actifs non rentabilisés et les projets mal alignés peuvent engendrer de l’opposition, gaspiller des ressources et retarder les objectifs.
Gestion flexible et adaptative : À mesure que les technologies, les marchés et les politiques évoluent, le système énergétique doit rester flexible. Des mises à jour régulières du PGIRE et l’intégration continue de nouvelles données permettront aux parties prenantes de répondre efficacement aux défis et opportunités émergents.
Intégration technologique : Exploiter les technologies émergentes qui favorisent la transition énergétique, telles que le stockage d’énergie, les véhicules électriques, l’éolien et le solaire, l’IA, les analyses avancées, la réponse à la demande et les systèmes de surveillance en temps réel, est essentiel. Pour les services publics et les producteurs d’énergie indépendants, ces outils permettent une prévision plus précise de la demande et de la production d’énergie renouvelable, optimisent les systèmes de production (comme l’hydroélectricité) et améliorent l’équilibrage des réseaux. Du point de vue des consommateurs, l’IA peut révolutionner la gestion de l’énergie en optimisant en temps réel le chauffage, la climatisation, la recharge des véhicules électriques, le stockage local et l’éclairage, en fonction des schémas d’occupation et d’utilisation. Ces innovations permettent une collaboration renforcée entre les services publics et les utilisateurs pour atteindre une durabilité accrue, une meilleure efficacité des coûts et une résilience énergétique.
Coordination des parties prenantes : Une exécution efficace nécessite une collaboration sans faille entre les gouvernements fédéraux et provinciaux, les municipalités, les services publics, les producteurs d’énergie indépendants, les utilisateurs commerciaux et industriels, la chaîne d’approvisionnement en électricité, les acteurs existants des combustibles fossiles et les groupes communautaires. Des canaux de communication clairs et des rôles bien définis sont essentiels pour assurer l’alignement et éviter les erreurs. Cette approche inclusive garantit que toutes les parties prenantes contribuent à une transition énergétique résiliente et efficace.
Confiance publique et transparence : Des rapports transparents sur les progrès renforcent la confiance du public et assurent un soutien à long terme. Par exemple, la communication transparente du Danemark sur ses projets éoliens a considérablement augmenté l’adhésion publique, accélérant l’adoption des énergies renouvelables et l’atteinte d’objectifs climatiques ambitieux. Les parties prenantes doivent s’engager activement auprès des communautés pour maintenir la responsabilité et garantir l’inclusivité.
Investissements dans les infrastructures : Des investissements adéquats et opportuns dans les infrastructures critiques, comme les mises à niveau des réseaux, l’intégration des énergies renouvelables et les systèmes de stockage d’énergie, sont essentiels. Ces investissements doivent être planifiés pour gérer la croissance future et les événements météorologiques extrêmes.
Risques d’échec
Les risques qui peuvent mener à une exécution inefficace du PGIRE incluent :
Défis de croissance : Les services publics nord-américains, qui ont connu une croissance limitée depuis 2000, doivent adapter et étendre leurs opérations par un facteur de 3 ou 4 d’ici 2050 (bien que ce besoin soit moins prononcé au Québec, étant donné son haut niveau d’électrification). Cette transformation exige que la chaîne d’approvisionnement électrique — englobant les fabricants, les prestataires de services professionnels et les développeurs d’infrastructures — se développe également. Cela nécessitera des stratégies innovantes, des investissements substantiels et une coordination complète des parties prenantes.
Fiabilité et résilience : À mesure que les services publics deviennent le principal système de fourniture d’énergie, ils doivent améliorer la fiabilité (minimiser les pannes). Ils doivent également renforcer la résilience (assurer une récupération rapide et une adaptabilité, particulièrement lors d’événements climatiques extrêmes).
Rigidité : Une adhésion rigide à des plans dépassés peut conduire à des inefficacités et à des opportunités manquées.
Sous-investissement : Un financement insuffisant des infrastructures risque de provoquer des pannes, des goulots d’étranglement et des réactions négatives du public.
Fragmentation des parties prenantes : Un manque de coordination entre les acteurs clés compromet les progrès et gaspille les ressources.
Inaction retardée : L’hésitation à s’adapter aux conditions changeantes exacerbe les défis existants, retardant les échéanciers pour atteindre les objectifs.
En abordant ces risques de manière proactive et en priorisant l’excellence dans l’exécution, le Québec peut s’assurer que son PGIRE tient sa promesse d’un avenir énergétique résilient et durable.
Recommandations pour le Québec
Établir un organisme de planification indépendant : Envisager une agence de planification énergétique indépendante pour le Québec, inspirée par des entités comme l’Independent Electricity System Operator (IESO) de l’Ontario.
Favoriser l’engagement des parties prenantes : Promouvoir l’implication des municipalités, des communautés autochtones et des acteurs du secteur privé peut enrichir le processus de planification en intégrant des perspectives et des expertises diverses.
Exploiter les forces existantes : S’appuyer sur l’expertise d’Hydro-Québec dans l’hydroélectricité et la gestion des réseaux de transmission ainsi que sur la grande chaîne d’approvisionnement électrique du Québec.
Se concentrer sur la résilience : Prioriser les mises à niveau des infrastructures pour s’adapter à l’électrification et aux événements météorologiques extrêmes.
Définir des indicateurs clairs : Établir des indicateurs de performance pour suivre les progrès et adapter les plans si nécessaire.
Conclusion
Le plan de gestion intégrée des ressources énergétiques offre au Québec une feuille de route vers un avenir durable et électrifié, favorisant la résilience énergétique, la croissance économique et la protection de l’environnement. En adoptant les meilleures pratiques, en relevant les défis d’exécution et en alignant les efforts sur les forces provinciales, le Québec peut se positionner comme un leader mondial dans la transition énergétique.
Integrated Energy System Planning (IESP): The Future of Québec’s Energy Transition
Québec stands at a pivotal moment in its energy evolution. With electrification accelerating, we must modernize our grid, integrate renewables, and ensure energy security. Our Integrated Energy System Planning (IESP) framework offers a roadmap to optimize resources, balance supply and demand, and build a sustainable future. Let’s shape an efficient and resilient energy system!
Introduction: Québec at the Crossroads of Electrification
As the global shift toward decarbonization accelerates, Québec stands at a pivotal juncture. The province faces several challenges, including the need to modernize grid infrastructure, improve reliability, integrate growing renewable energy sources, and address increasing electricity demand in sectors such as transportation and industry.
Opportunities are equally abundant. As the most electrified jurisdiction in North America, Québec has a strong foundation in its vast hydroelectric resources and its large electrical equipment manufacturing industry. This expertise positions the province to lead in clean energy exports. However, limited interconnections with neighbouring states and provinces present a significant hurdle, constraining Québec’s ability to optimize energy trade.
Achieving a sustainable, electrified economy requires a robust and flexible planning approach that aligns energy supply, infrastructure, and emerging demands. Recognizing these dynamics, Québec’s Ministry of Economy, Innovation and Energy (Ministère de l’Économie, de l’Innovation et de l’Énergie du Québec (MEIE)) has initiated work on an Integrated Energy System Planning (IESP; in French: Plan intégré des ressources énergétiques, PGIRE). This integrated plan aims to navigate these challenges and opportunities effectively, engaging a diverse set of stakeholders to ensure its success.
This document outlines my own perspective on IESP, aiming to contribute to ongoing discussions and provide insights into best practices and strategies for its development and effective implementation. I am an independent consultant and I am not paid by the government or Hydro Québec .
What Is Integrated Energy System Planning?
Integrated Energy System Planning is a strategic framework that coordinates the development and operation of interconnected energy systems. By integrating multiple energy carriers such as electricity, natural gas, hydrogen, and thermal energy across sectors like transportation, buildings, and industry, IESP enables efficient, resilient, and sustainable energy delivery. For example, an IESP could document future electricity demand scenarios in a rapidly growing city, identify potential renewable energy sources like wind or solar farms to meet this demand, and plan the phase-out of natural gas for heating, along with the necessary transmission and distribution infrastructure upgrades. This ensures that energy supply and demand remain balanced while minimizing risks, costs, and environmental impacts, and improving reliability and resilience.
The energy transition entails greater electrification, reflecting the increasing importance of electricity in heating, transportation, and industrial processes. However, other energy sources will still be used, such as renewable natural gas and biomass for heat. Also, for the next few decades, fossil fuels will continue to be used, albeit in a diminishing way. By integrating various energy sources, technologies, and sectors, IESP ensures that the energy system evolves to meet societal, economic, and environmental goals.
IESP differs from Integrated Resource Planning (IRP), which electric utilities often use to forecast and meet electricity demand within the bulk power system. Unlike utility-focused IRPs, IESP encompasses multiple utilities and energy sources, prioritizes energy efficiency, and emphasizes comprehensive system-wide coordination. Some governments, like California, conduct statewide “IRPs” that effectively function as IESPs, which can cause confusion.
Best Practices in IESP
Integrated Energy System Planning involves a holistic and forward-looking approach to align energy supply, infrastructure, and demands. To ensure effective implementation, certain best practices must be embraced:
1. Strategic Direction
Clear Mandate: Policymakers outline a strategic vision supported by clear policies, targeting renewable energy goals, emission reductions, reliability, resilience, affordability, and cost efficiency.
Scenario Analysis: Testing multiple scenarios prepares for a range of potential developments.
Adaptability: Regular updates ensure the plan remains relevant amidst evolving technologies, policies, and conditions.
Data-Driven Decisions: Accurate forecasting models ensure informed and reliable decision-making, particularly in terms of the economic impacts of the scenarios.
Funding and Resources: Adequate financial investments support infrastructure development and innovation.
Enforcement and Oversight: Continuous monitoring ensures adherence to the plan and addresses emerging challenges.
By following these practices, IESP can create a sustainable, resilient, and inclusive energy system that adapts to future needs. For instance, Denmark has successfully implemented elements of integrated planning by combining wind energy with district heating systems, resulting in increased energy efficiency and reduced emissions. As Québec embarks on its IESP journey, these principles serve as essential guidelines to navigate the complexities of the energy transition and achieve long-term success.
Key Stakeholders in IESP
Integrated Energy System Planning succeeds when diverse stakeholders collaborate effectively. Key contributors include government and regulatory bodies, utilities, grid operators, equipment manufacturers, knowledge and innovation leaders, local communities, and advocacy groups. This collective effort ensures that expertise from various domains shapes a resilient and inclusive energy system.
Government and Regulatory Bodies:
Provincial (state) departments, like the MEIE in Québec, oversee and regulate the planning process.
Energy regulators, such as utility commissions or energy boards (Régie de l’énergie in Québec), ensure compliance and accountability.
Utilities and Grid Operators:
Utilities, like Hydro-Québec and Energir, handle energy generation, transmission, and distribution.
Independent System Operators (ISOs) and Regional Transmission Organizations (RTOs), when they exists, manage the grid and technical feasibility where applicable. Note: there is no independent operator in Québec.
Knowledge and Innovation Contributors:
Academic and research institutions offer expertise, data analysis, and innovative solutions. The Hydro-Québec research centre (IREQ) could contribute, especially if it integrates better into Quebec’s industrial fabric.
Private sector experts, such as engineering and business consulting firms, provide knowledge in renewable energy, energy storage, advanced technologies, regulations, and experiences from other jurisdictions.
Equipment manufacturers provide indispensable expertise in the design, production, and optimization of the components needed to build and maintain energy systems, ensuring a robust and adaptive supply chain.
Local and Community Stakeholders:
Local governments and municipalities address city-specific energy needs and integration efforts.
Indigenous communities advocate for rights, priorities, and land use considerations.
General public and community groups reflect societal values and secure buy-in for proposed changes.
Non-Governmental Organizations (NGOs), including industry and business associations, offer diverse perspectives, often championing sustainability, equity, and innovative solutions that can help bridge gaps between communities, governments, and industries.
Responsibility for IESP Development and Monitoring
The development and oversight of an IESP should be managed by an independent entity equipped with technical expertise, impartiality, and strong stakeholder engagement capabilities.
In Québec, this role has been taken on by the MEIE. Generally, government ministries are well suited to lead IESP initiatives due to their independence, broad stakeholder representation, and authority to address large-scale energy needs. However, they often require technical and operational support from engineering or strategy consulting firms.
Other potential entities to oversee IESP include:
Energy Regulators: These bodies ensure compliance and accountability through independent oversight. However, their focus on regulation might limit leadership in strategic planning.
Independent System Operators (ISOs) or Regional Transmission Organizations (RTOs): These organizations have strong technical knowledge and operational expertise but are limited by their focus on electricity grids, excluding other energy sources.
Utilities: Utilities may lead planning provided they have sufficient coverage across energy sectors. In Québec, however, no single utility dominates both electricity and natural gas markets, making collaborative leadership or support from government entities essential. Ensuring independence of utilities also remains a challenge, particularly for investor-owned utilities.
Collaborative Consortia: Partnerships that include government, utilities, academia, and private sector experts can balance expertise and leadership but require clear governance to maintain focus and authority.
Outputs and Timeline
The primary output of an IESP is a comprehensive energy system roadmap. This roadmap must:
Account for Diverse Energy Sources: Incorporate electricity, renewable natural gas, hydrogen, biomass, and fossil fuels (in transition) while outlining strategies for integrating new energy technologies and phasing out unsustainable sources.
Meet Community Needs: Address the unique energy demands and priorities of various communities, including affordability, accessibility, and cultural considerations, particularly for Indigenous communities and underserved regions.
Establish a Long-Term Vision: Provide demand forecasts, resource plans, and investment strategies that align with climate goals, such as reducing greenhouse gas emissions and increasing energy efficiency.
Detailed Implementation Steps: Offer policy recommendations, infrastructure upgrade strategies, funding strategies, and specific milestones with timelines to ensure smooth execution.
This approach ensures a balanced, inclusive, and future-ready energy system. The IESP process typically spans 18 to 36 months, depending on scope and complexity. Energy system roadmaps are periodically revised to stay relevant and adapt to changing conditions. Updates integrate new technologies, market shifts, policy changes, and unexpected challenges. Fast-evolving areas like renewable integration or grid resilience may need annual monitoring. Transparent reporting builds public trust and accountability.
Geographic Scope
Integrated Energy System Planning can be implemented at different geographic levels, each offering unique advantages and challenges:
City-Level IESP
Focus: Tailored to address local energy demands and urban challenges, such as electrifying transportation or district heating.
Advantages: Provides customized solutions with strong community engagement and simplified governance.
Challenges: Limited impact on broader regional systems.
Example: Vancouver’s Renewable City Strategy (RCS) is a comprehensive plan designed to transition the city to 100% renewable energy by 2050 across all sectors, including buildings, transportation, and energy systems. See https://vancouver.ca/files/cov/renewable-city-strategy-booklet-2015.pdf.
Regional, Provincial, or State-Level IESP
Focus: Balances energy resources across cities and rural areas, supporting industrial and community needs.
Advantages: Enables broader resource sharing and builds resilience through regional collaboration.
Challenges: Requires coordination across municipalities and alignment of diverse priorities.
Example 1: California’s Integrated Resource Plan (IRP) harmonizes renewable energy and urban-rural integration. It is updated every two years to account for new policy mandates, renewable integration goals, and grid reliability challenges. See https://avaenergy.org/integrated-resource-plan/.
Example 2: Great Britain’s Clean Power 2030 (CP2030) programme aims to ensure that the country can meet its energy needs primarily from renewable sources by 2030. This includes the massive expansion of offshore wind, solar, and battery storage capacity, as well as extending the life of existing nuclear power plants. The programme includes an estimated annual investment of £40 billion, as well as the construction of 1,000 km of power lines and 4,500 km of submarine cables. It should be noted that wind power production in Great Britain is mainly in the North, while energy demand is higher in the South, a situation like that of Québec. See https://www.neso.energy/publications/clean-power-2030.
Continental or Multi-Country IESP
Focus: Facilitates transnational energy trade, resource sharing, and infrastructure development.
Advantages: Supports large-scale projects and regional energy stability.
Challenges: Involves complex governance and cross-border policy alignment.
The success of an IESP depends heavily on its execution. A meticulously designed plan will fall short without a clear pathway to implementation, robust oversight, and ongoing adaptability. Key elements of successful execution include:
Alignment with Priorities: Energy regulators and other stakeholders must ensure the investments align with the priorities set forth in the IESP roadmap. Stranded assets and misaligned projects can cause opposition, waste resources, and delay goals.
Flexible and Adaptive Management: As technologies, markets, and policies evolve, the energy system must remain flexible. Regular updates to the IESP and the continuous incorporation of new data will allow stakeholders to respond effectively to emerging challenges and opportunities.
Technological Integration: Leveraging emerging technologies that drive the energy transition—such as energy storage, electric vehicles, wind and solar generation, AI, advanced analytics, demand response, and real-time monitoring systems—is essential. For utilities and independent power producers, these tools enable more accurate demand and renewable generation forecasting, optimize hydroelectric and other generation systems, improve grid balancing, and facilitate early identification of potential failures. From the perspective of energy users, AI can revolutionize energy management by optimizing heating, cooling, EV charging, local energy storage, and lighting in real time based on occupancy and usage patterns. For industrial plants, smart solutions can minimize energy costs and identify opportunities to shift toward cleaner energy resources like electricity as a heat source. These innovations empower both utilities and energy consumers to collaborate in achieving enhanced sustainability, cost effectiveness, and energy resilience.
Stakeholder Coordination: Effective execution requires seamless collaboration among federal and provincial (state) governments, cities, utilities and independent power producers, commercial and industrial energy users, the electricity supply chain, existing fossil fuel industry players, and community groups. Clear communication channels and well-defined roles are essential to ensure alignment and prevent missteps. This collaborative and inclusive approach ensures that all stakeholders contribute to a resilient and efficient energy transition.
Public Trust and Transparency: Transparent reporting on progress fosters public trust and secures long-term support. For instance, Denmark’s transparent communication regarding its wind energy projects has significantly increased public buy-in, helping to accelerate renewable energy adoption and achieve ambitious climate goals. Stakeholders must actively engage with communities to maintain accountability and ensure inclusivity.
Infrastructure Investments: Adequate and timely investment in critical infrastructure—such as grid upgrades, renewable energy integration, and energy storage systems—is essential. These investments must be planned to handle future growth and extreme weather events.
Risks of Failure
The risks that could lead to ineffective IESP execution include:
Growth Challenges: North American electric utilities, which have experienced limited growth since 2000, must adapt and scale operations by a factor of perhaps 3 or 4 by 2050 (but much less in Québec given its already high electrification level) to meet the demands of increasing electrification. This transformation demands the electricity supply chain—encompassing manufacturers, professional service providers, and infrastructure developers—to scale as well. Addressing this monumental operational, financial, and logistical challenge will require innovative strategies, substantial investments, and comprehensive stakeholder coordination.
Reliability and Resilience: As utilities transition into becoming the primary energy delivery system within the economy, they must enhance reliability (minimizing outages) and resilience (ensuring robust recovery and adaptability, particularly during extreme weather events).
Inflexibility: Rigid adherence to outdated plans can lead to inefficiency and missed opportunities.
Underinvestment: Insufficient funding for infrastructure development risks blackouts, bottlenecks, and public backlash.
Stakeholder Fragmentation: Lack of coordination among key players undermines progress and wastes resources.
Delayed Action: Hesitation in adapting to changing conditions exacerbates existing challenges, pushing back timelines for achieving goals.
By proactively addressing these risks and prioritizing execution excellence, Québec can ensure that its IESP delivers on its promise of a resilient and sustainable energy future.
Recommendations for Québec
Establish an Independent Planning Body: Consider an independent energy planning agency for Québec, modelled after entities like Ontario’s Independent Electricity System Operator (IESO).
Foster Stakeholder Engagement: Promoting the involvement of municipalities, Indigenous communities, and private sector actors can enrich the planning process by incorporating diverse perspectives and expertise.
Leverage Existing Strengths: Build on Hydro-Québec’s expertise in hydroelectricity and transmission grid management and on the large electricity supply chain in Québec.
Focus on Resilience: Prioritize infrastructure upgrades to accommodate electrification and extreme weather events.
Set Clear Metrics: Define performance indicators to track progress and adapt plans as necessary.
Conclusion
Integrated Energy System Planning offers Québec a roadmap to a sustainable, electrified future, fostering energy resilience, economic growth, and environmental stewardship. By embracing best practices, addressing execution challenges, and aligning efforts with provincial strengths, Québec can position itself as a global leader in the energy transition.
La stratégie énergétique de Donald Trump redéfinit le paysage économique et géopolitique de l’Amérique du Nord. Par le biais de tarifs, d’examens commerciaux et d’ambitions arctiques, son administration cherche à assurer la domination énergétique des États-Unis tout en exerçant des pressions sur le Canada. Avec des élections à l’horizon, le Canada doit prendre des décisions difficiles en matière de commerce, d’infrastructure et de diplomatie face au levier américain.
Les récents décrets de Donald Trump marquent un changement significatif dans la politique énergétique américaine. Son administration met en place des droits de douane, des négociations commerciales et des stratégies géopolitiques, en particulier vis-à-vis du Canada. Avec une fenêtre de 18 mois avant les élections de mi-mandat, Trump exploite la pression économique pour redéfinir les relations énergétiques nord-américaines et l’accès à l’Arctique.
Déclaration d’une urgence énergétique et changement de politique
La déclaration d’urgence énergétique de Trump met en avant les inquiétudes de son administration quant à l’insuffisance des infrastructures énergétiques américaines. Le décret inclut une définition large de l’énergie :
Pétrole brut, gaz naturel et produits pétroliers raffinés
Charbon, uranium, biocarburants et énergie géothermique
Hydroélectricité et minéraux rares
Son initiative «?Unleashing American Energy?» renforce l’ambition des États-Unis d’être un leader mondial de la production énergétique et du traitement des minéraux critiques, réduisant ainsi la dépendance vis-à-vis des ressources étrangères.
Pourquoi le Canada est un enjeu clé
Le Canada joue un rôle stratégique dans la politique énergétique américaine pour plusieurs raisons :
170 milliards de barils de réserves prouvées de pétrole, soit plus du double des États-Unis.
Une production hydroélectrique massive, notamment au Québec.
D’importantes réserves d’uranium, de lithium et de minéraux rares.
Un accès stratégique à l’Arctique, offrant un levier géopolitique contre la Russie et la Chine.
Avec la production pétrolière de schiste américaine prévue pour atteindre un pic en 2028, sécuriser les ressources canadiennes devient un enjeu crucial.
Tarifs et pression économique
Le 1er février, Trump a imposé une taxe de 25 % sur les produits canadiens, mais seulement 10 % sur l’énergie. Bien que présentée comme une mesure contre l’immigration illégale et le trafic de fentanyl, cette politique à deux taux sert également d’autres objectifs :
Éviter une hausse immédiate des prix de l’énergie aux États-Unis.
Mettre la pression sur le Canada pour des concessions commerciales sur les produits manufacturiers.
Diviser l’Alberta du reste du Canada, car son secteur pétrolier pourrait privilégier un rapprochement avec les États-Unis.
De plus, l’examen commercial prévu pour le 1er avril pourrait intensifier les pressions économiques, notamment avec les élections canadiennes en approche.
Stratégie arctique et intérêts militaires
Au-delà du pétrole et des minéraux, Trump cherche à sécuriser la domination américaine dans l’Arctique. Le Canada y possède des ressources inexploitées et des routes maritimes émergentes en raison du changement climatique.
Trump a exprimé son intérêt pour l’acquisition du Groenland, où se trouve la base aérienne de Thulé. Combiné à l’Alaska et aux territoires nordiques canadiens, cela renforcerait la position des États-Unis dans la région. L’établissement d’une base militaire américaine dans l’Arctique canadien pourrait également accroître l’influence géopolitique des États-Unis.
Le Canada, 51e État?? une tactique de négociation extrême
Le 2 février, Trump a suggéré sur Truth Social que le Canada devienne le 51e État. Bien que cette déclaration soit irréaliste, elle s’inscrit dans sa tactique de négociation par des positions extrêmes.
Plutôt qu’une annexion, son objectif réel semble être un accord commercial et militaire garantissant aux États-Unis le contrôle des ressources canadiennes et de l’Arctique.
Réponse et stratégies du Canada
Malgré la pression américaine, le Canada dispose de plusieurs options :
Répondre par des droits de douane et des mesures non tarifaires pour affecter l’emploi, l’inflation et les marchés boursiers aux États-Unis.
Développer des partenariats commerciaux avec l’Europe et l’Asie pour réduire la dépendance aux États-Unis.
Créer un corridor énergétique est-ouest afin de renforcer la distribution intérieure d’énergie.
Unir l’ensemble des partis politiques contre les taxes américaines, alors qu’aucun parti canadien ne soutient de concessions à Trump à ce stade.
Cependant, les pressions économiques et commerciales pourraient mettre cette unité politique à l’épreuve.
Vulnérabilités des infrastructures énergétiques
L’infrastructure énergétique canadienne étant fortement liée aux États-Unis, elle est vulnérable aux politiques américaines :
Les pipelines Keystone XL et Enbridge Line 5 restent soumis aux décisions réglementaires américaines.
L’Est du Canada dépend des importations énergétiques américaines, le rendant vulnérable aux perturbations d’approvisionnement.
D’éventuelles nouvelles restrictions commerciales pourraient pousser le Canada à accélérer ses projets d’exportation d’énergie vers d’autres marchés.
Trump et Musk : une approche commune du contournement des règles
Trump et Elon Musk partagent une approche disruptive et une tendance à contourner les cadres réglementaires. Dans The Art of the Deal, Trump prône la prise de positions extrêmes avant d’ajuster progressivement, une stratégie similaire à la pensée en première-principes de Musk appliquée chez Tesla et SpaceX.
Que ce soit en réduisant les réglementations environnementales, en défiant les normes commerciales ou en bouleversant les marchés mondiaux, tous deux privilégient la disruption à la conformité, une approche désormais visible dans les relations entre les États-Unis et le Canada.
Conclusion : un pari énergétique à haut risque
La stratégie énergétique de Trump est un mouvement géopolitique calculé visant à dominer le marché énergétique nord-américain et à asseoir une influence durable dans l’Arctique. Son succès ou son échec dépendra des réalités économiques et politiques, mais une chose est certaine :
La bataille pour l’énergie et la domination de l’Arctique est lancée.
President Trump’s energy strategy is reshaping North America’s economic and geopolitical landscape. Through tariffs, trade reviews, and Arctic ambitions, his administration seeks to secure U.S. energy dominance while pressuring Canada. With elections looming, Canada faces tough decisions on trade, infrastructure, and diplomacy in response to U.S. leverage.
President Donald Trump’s recent executive actions mark a significant shift in U.S. energy policy. Focused on securing energy dominance, his administration has turned to tariffs, trade negotiations, and strategic geopolitical moves, particularly in relation to Canada. With an 18-month window before the midterms, Trump is leveraging economic pressure to reshape North American energy relations and Arctic access.
Energy Emergency and Policy Shift
Trump’s declaration of an energy emergency underscores his administration’s concerns over the adequacy of U.S. energy infrastructure. The order defines energy broadly, including crude oil, natural gas, coal, uranium, biofuels, and rare earth minerals.
His “Unleashing American Energy” initiative cements U.S. ambitions to become a global leader in energy production and mineral processing, reducing reliance on foreign sources. Chris Wright, Secretary of Energy, has championed this policy, arguing that energy abundance is key to economic growth and global influence.
Why Canada Matters
Canada plays a crucial role in U.S. energy strategy for several reasons:
170 billion barrels of proven oil reserves, more than double that of the U.S.
Extensive hydroelectric power generation, particularly in Québec
Abundant uranium, lithium, and rare earth minerals
Strategic Arctic access, offering geopolitical leverage over Russia and China
With U.S. shale oil production expected to peak by 2028, securing Canadian resources has become even more critical.
Tariffs and Economic Leverage
On February 1st, Trump imposed a 25% tariff on Canadian goods but only 10% on energy, officially framed as a measure against illegal border crossings and fentanyl trafficking. However, varying tariff rates also serve broader strategic purposes:
Preventing immediate energy price hikes in the U.S. with a lower tariff rate on energy.
Pressuring Canada into trade concessions for manufactured products.
Driving a wedge between Alberta and the rest of Canada, as Alberta’s oil sector may push for closer U.S. ties
Trump acknowledged these motivations on February 2nd, stating:
“Canada has been very tough for oil and energy.”
Additionally, Trump’s April 1 trade review could further escalate economic pressure, particularly as Canada approaches elections.
Arctic Strategy and Military Interests
Beyond oil and minerals, Trump aims to secure U.S. dominance in the Arctic. Canada’s Arctic territories hold untapped energy reserves and emerging shipping lanes due to climate change.
Trump has expressed interest in acquiring Greenland, home to the U.S. Thule Air Base, as part of a broader strategy. Control over Alaska, Greenland, and Canada’s northern regions would provide the U.S. with a dominant geopolitical position in the Arctic. Establishing a military base in Canada’s High Arctic could further enhance U.S. influence over Arctic trade and security.
Trump’s 51st State Negotiation Tactic
On February 2nd, Trump suggested on Truth Social that Canada should become the 51st state. While unrealistic, this aligns with Trump’s extreme positioning strategy—an approach where he begins with radical demands before negotiating to achieve his actual objectives.
Rather than annexation, his real aim appears to be a trade and military arrangement that secures U.S. control over Canadian resources and Arctic access.
Canada’s Response and Counterstrategies
Despite U.S. pressure, Canada has options:
Respond with tariffs and non-tariff measures to affect US jobs, inflation and stock markets.
Expanding trade ties with Europe and Asia to reduce reliance on the U.S.
Developing an east-west energy corridor to strengthen domestic energy distribution.
Ensuring bipartisan opposition to U.S. tariffs, as all major Canadian parties currently reject concessions to Trump.
However, economic and trade pressures may test this political unity in the coming months.
Infrastructure and Energy Vulnerabilities
Canada’s energy infrastructure is deeply tied to the U.S., making it vulnerable to American policy shifts:
Pipelines like Keystone XL and Enbridge Line 5 remain subject to U.S. regulatory interference
Eastern Canada depends on U.S. energy imports, risking supply disruptions
Potential new tariffs or restrictions could force Canada to develop alternative export routes
Trump & Musk: A Shared Approach to Rule-Bending
Both Donald Trump and Elon Musk have a history of pushing regulatory boundaries to achieve their objectives. In The Art of the Deal, Trump advocates for taking extreme positions and conceding only when necessary. Similarly, Musk follows a “first-principles thinking” approach, often bypassing traditional regulations at Tesla and SpaceX.
Whether rolling back environmental laws, challenging trade norms, or disrupting global markets, both leaders prioritize disruption over compliance, a strategy now shaping U.S.-Canada relations.
Conclusion: A High-Stakes Energy Gamble
Trump’s energy strategy is a calculated geopolitical maneuver to dominate North American energy markets and secure Arctic influence. Whether it succeeds or falters under economic and political realities remains to be seen, but one thing is certain:
The battle for energy and Arctic dominance has begun.
