Author Archives: Benoit Marcoux

About Benoit Marcoux

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.

From Telegraph to Terawatt-hours: Why NATO-L Could Be the Great Eastern of the Net-Zero Age

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/from-telegraph-terawatt-hours-why-nato-l-could-great-eastern-marcoux-thhme/)

In 1866, the Great Eastern steamship laid the first successful transatlantic telegraph cable, forever altering global communication. Messages that once took ten days to cross the Atlantic by ship could suddenly be sent in minutes. The geopolitical, commercial, and cultural impacts were immediate and profound — not because the cable was cheap, but because it was transformative.

I remember reading about the Great Eastern when I was young, and its audacious scale and engineering left a lasting impression on me. (The picture accompanying this article is from one of my books when I was a kid.) It was a tool of its time — a giant that bridged continents — and it sparked my lifelong interest in the power of big systems to shape the world.

Today, a similar revolution may be taking shape below the waves. Proposed by three energy financiers, Laurent Segalen , Simon Ludlam , and Gerard Reid , the North Atlantic Transmission One – Link (NATO-L) project aims to connect Canada’s hydroelectric and renewable energy sources with Europe’s renewable grid. It would create a high-capacity, high-voltage direct current (HVDC) lines between North America and Europe.

But I don’t think that this is just about moving electrons. Like the first transatlantic telegraph cable, NATO-L could reshape geopolitical relationships, catalyze economic integration, and unlock a new era of clean energy cooperation — if we get the market structures right for power producers at both ends to benefit.

Before proceeding, I must clarify that I have no financial, professional, or personal interest in the NATO-L project. Additionally, I was neither compensated nor requested by its proponents to write this article. My analysis is based solely on publicly available information and my independent interpretation of its implications.

A Project of Strategic Proportions

The NATO-L cable would link two complementary energy systems:

  • North-eastern North America, with abundant and dispatchable hydroelectricity, as well as growing onshore and offshore wind capacity.
  • Northern Europe, with enormous offshore wind generation and growing challenges around intermittency and curtailment.

Based on public information, NATO-L will consist of HVDC subsea cables (6 GW total capacity) using>525 kV technology, with routes ranging between 3,750 km and 4,500 km. I anticipate the project will be implemented in phases, each adding a few gigawatts of capacity over several years. This phased approach would allow for incremental learning and risk management, enabling stakeholders to better assess the project’s performance and value before committing to the full build-out.

Several routing options are also under evaluation, including northern (possibly via Greenland) and southern (via France) corridors. The shorter northern route, which I believe to be the most promising one, establishes a connection between hydroelectric power generation in northern Québec and Labrador and renewable energy sources in the North Sea and neighbouring countries.

The project leverages uncorrelated wind and solar resources across continents and a six-hour time difference to optimize renewable use and daily grid balancing. Operational commissioning is targeted for 2040 following a multi-phase development and permitting schedule.

Not About Cheap Power — About Timely Power

While legacy hydro in Eastern Canada is inexpensive, new capacity additions — whether hydro, wind, or solar — are increasingly costly. Meanwhile, wind and solar prices in Europe are declining. This means NATO-L’s value does not rest on permanent price gaps but on timing.

Thanks to the 5–6 hour time difference between Eastern North America and Europe, NATO-L enables daily arbitrage:

  • Transmit power eastward during the peak demand periods of the morning and evening in Europe, which correspond to the low demand periods of midday and the middle of the night in Canada.
  • Transmit power westward during the peak demand periods of the morning and evening in Canada, which correspond to the low demand periods of midday and the middle of the night in Europe.

This allows the same installed capacity to serve four peak demand periods per day, greatly enhancing system value.

Hydro as a Remote Battery for Europe

Unlike wind and solar, big hydro (with reservoirs) is dispatchable. The water stored in reservoirs can be released precisely when needed, although minimum flow and cascaded generating stations somewhat limit this flexibility. This allows North American hydro to serve as a zero-carbon remote battery for Europe:

  • Curtailment mitigation: Back off hydro generation when European wind is abundant.
  • Rapid dispatch: Ramp up hydro when Europe faces supply shortfalls.
  • Balancing services: Support frequency regulation and grid stability, on and off peaks.

This turns Canadian hydro into powerful tools for enabling high penetration of renewables in Europe — by allowing water to be conserved in North American reservoirs when wind and solar are abundant in Europe, and dispatched when European generation is insufficient. This flexibility is especially valuable because days of high electricity demand are typically not correlated between Europe and Eastern Canada. This lack of correlation further strengthens the arbitrage and balancing potential of transatlantic interconnection. As coal and gas are phased out in Europe, this capability becomes increasingly critical, especially with the large inflexible French nuclear fleet in the mix.

European Experience with HVDC Submarine Interconnectors

Europe has extensive and growing experience with HVDC submarine interconnectors, including:

  • Viking Link (UK—Denmark): 765 km, 1.4 GW, operational since 2023.
  • North Sea Link (UK—Norway): 720 km, 1.4 GW, operational since 2021.
  • NordLink (Germany—Norway): 623 km, 1.4 GW, operational since 2021.
  • IFA2 (UK—France): 204 km, 1 GW, operational since 2021.
  • COBRAcable (Netherlands—Denmark): 325 km, 700 MW, operational since 2019.

These interconnectors have proven to be highly effective at smoothing intermittent generation, lowering wholesale prices, and enhancing reliability during peak demand or system stress. While some of these projects were initially controversial due to concerns over cost, environmental impact, or market interference, their eventual success has demonstrated the technical and regulatory feasibility of long-distance HVDC links across sovereign borders — a precedent highly relevant to NATO-L.

Financial Framework: Costs and Value Potential

Submarine interconnectors are already widely used and deliver measurable value in regional grids. For example, during the 2024–25 winter in Great Britain, National Grid reported that its interconnector fleet provided up to 5.2 GW of dynamic flow changes in response to system stress, including the cancellation of emergency capacity notices. The Viking Link, initially operating at half capacity due to Danish grid maintenance, was promptly ramped up to full capacity to serve the British evening peak — a clear demonstration of the value of cross-border, real-time coordination. NATO-L would extend these proven benefits to a transatlantic scale, enabling load balancing between asynchronous grids and optimizing the use of uncorrelated renewable resources.

Financial Overview Table (estimation by me, not NATO-L):

Article content

Capital cost estimates for NATO-L are based on comparisons with similar long-distance HVDC subsea cable projects. For example, Viking Link (UK—Denmark, 1,400 MW over 765 km) cost around €2 billion, while the proposed Xlinks Morocco—UK project (3.6 GW, 4,000 km) is projected at £20 billion. NATO-L, at 6 GW and 3,750–4,500 km, is expected to cost between €20–28 billion, accounting for cable manufacturing, installation, converter stations, permitting, and contingencies. This figure also aligns with the cost profiles of other multi-gigawatt subsea projects using>525 kV HVDC technology.

Operating costs for a project of this scale include cable and station maintenance, staffing, insurance, regulatory compliance, and system operation. These costs are expected to range from €200 million to €500 million annually, depending on utilization and actual deployment complexity. The largest component is likely to be the energy cost associated with transmission losses, followed by routine subsea inspection and maintenance cycles, and the costs of keeping converter stations and control systems operating reliably across the oceanic span.

Transmission losses are an important factor in operating costs. HVDC subsea cables typically experience losses of about 3% per 1,000 km. Over the projected northern route of 3,750 km, this implies total line losses of roughly 11–12%. Losses would be less when the cables are not operating at full capacity. Assuming a 60% utilization rate (4 peaks of 3–4 hours each), a 6 GW line would deliver about 31.5 TWh/year. At a 12% loss, approximately 4 TWh/year is lost. Valued at €80/MWh, this represents an annual cost of roughly €320 million, falling within the upper range of operating expenditure estimates. This reinforces the importance of optimizing utilization and transmission efficiency for financial viability.

The projected €2–4.5 billion in annual available market value represents the pool of value created by energy arbitrage, capacity services, and ancillary grid functions. This is not necessarily revenue for NATO-L itself, as this value will be shared among all market actors involved — including electricity producers, storage operators, balancing service providers, and potentially the interconnector operator. NATO-L yearly revenue would depend on its regulatory framework, ownership structure, and the tolling or merchant model adopted.

1. Energy Arbitrage:

With a 6 GW line used 50–75% of the time, annual traded volumes would be 26–39 TWh.

Price spreads of €50–100/MWh between North American and European peak times yield a value pool of €1.3B to €3.0B per year.

2. Capacity Payments:

Capacity prices in European markets like the UK range from €30,000—€75,000/MW/year.

For 6 GW, this translates into €180M to €450M per year.

3. Ancillary Services and Curtailment Mitigation:

By avoiding curtailment and providing balancing support, NATO-L could enable services valued at €100M to €300M per year.

Total Justified Value Range: €1.6B (low end) to €4.5B+ per year (upper-bound).

This structure does not rely on permanent average price advantages, but on market-driven value creation through flexibility, timing, and integration services.

The proponents of NATO-L will likely rely on analytical approaches beyond traditional net present value (NPV) analysis to assess the viability of the project — as is often the case with transformative infrastructure initiatives. When faced with high uncertainty, long time horizons, and the potential for systemic impacts, methods such as real option analysis, scenario-based planning, and strategic value assessments are frequently more appropriate. This perspective reflects how other major interconnector projects have been evaluated and aligns with the inherently strategic nature of NATO-L.

The NATO-L project is clearly still in its early stages, focusing on building consensus, attracting founding members, and engaging with stakeholders across political, regulatory, technical, industrial, and financial sectors. Given the project’s scale and strategic importance, it is possible that major European utilities or transmission operators may become involved as the project progresses.

Modern Cable-Laying: From Great Eastern to Monna Lisa

The resilience of submarine electricity cables is often underestimated. While failures can be disruptive, repairing a high-voltage direct current (HVDC) cable is typically faster and less hazardous than fixing an undersea natural gas pipeline. There is no pressurized gas containment or risk of explosion — just technically demanding but well-understood electrical work. This makes HVDC interconnectors a more resilient and safer long-term investment.

A historical comparison is instructive. The Great Eastern’s first attempt to lay the transatlantic telegraph cable in 1865 ended in failure when the cable snapped mid-ocean. The ship returned to the site in 1866 after successfully laying the first transatlantic cable in its second attempt. The crew located and retrieved the lost cable, spliced it, and successfully completed the second connection across the Atlantic — an extraordinary feat of perseverance and technical skill over 150 years ago. When I read this as a child, I found this repair to be very impressive.

In the 19th century, the Great Eastern was the only vessel capable of carrying and laying a transatlantic cable. Today, that pioneering legacy continues with a new generation of specialized cable ships. One prominent example is the Monna Lisa, Prysmian Group’s latest cable-laying vessel.

With a full-load displacement of approximately 35,000 tonnes, the Monna Lisa measures 185 metres in length and 34 metres in width. It features two large-capacity cable carousels (7,000 and 10,000 tonnes), advanced DP3 dynamic positioning systems, and high bollard pull capacity for deep-sea operations. Ships like Monna Lisa are what make a transatlantic project like NATO-L technically and operationally feasible.

The Market Challenge: Bridging Different Regulatory Worlds

A key issue is that Europe and North America operate under very different market structures:

  • Europe has liberalized and competitive wholesale and capacity markets.
  • Eastern Canada and parts of the U.S. Northeast operate within monopoly frameworks or hybrid regulated systems.

For NATO-L to work effectively, mechanisms must be created to allow power trading across these systems. Options could include:

  • Creation of a merchant export entity operating under EU rules.
  • Long-term bilateral PPAs with EU system operators.
  • New intergovernmental frameworks under the Comprehensive Economic and Trade Agreement (CETA) umbrella.

The advocates for this initiative will need to determine a financial structure that allows all involved parties, including buyers and sellers, to profit in line with their respective levels of risk tolerance.

Beyond Economics: Strategic and Geopolitical Dimensions

NATO-L also holds strategic relevance at a time when transatlantic alliances are under pressure. With the U.S. adopting increasingly protectionist policies and stoking annexationist rhetoric, Canada has a vested interest in diversifying its energy partnerships and deepening ties with Europe.

A transatlantic energy corridor would:

  • Position Canada as a trusted supplier of clean, reliable power.
  • Bolster Europe’s shift away from fossil fuels and dependence on autocratic regimes.
  • Enhance NATO’s collective resilience through non-military infrastructure.
  • Mitigate climate risks by connecting regions with complementary weather patterns and renewable generation profiles.

This strategic dimension could also unlock institutional or financial support from the European Union. The NATO-L project seems to align with the goals of REPowerEU, the EU’s flagship plan to reduce fossil fuel imports, accelerate renewables, and strengthen cross-border infrastructure. By facilitating transatlantic integration and flexible use of dispatchable hydro, NATO-L contributes directly to those aims. Under REPowerEU, projects that enable decarbonization, energy diversification, and grid resilience are candidates for support through EU coordination or funding instruments.

I estimate that the project could help displace about €1 billion worth of annual natural gas imports and reduce emissions by around 20 million tonnes of CO? per year — primarily by enabling flexible clean dispatch during Europe’s peak demand periods and reducing the curtailment of renewable generation.

By my calculations, the project could also help displace about €1 billion of annual natural gas imports in Europe and cut about 20 million tonnes of CO? per year.

Conclusion: A Second Transatlantic Revolution

The Great Eastern cable of 1866 wasn’t transformative because it was cheap. It was transformative because it reshaped the world’s economic and political interactions.

NATO-L has the potential to do the same for the clean energy era.

By leveraging time zones, dispatchable hydro, and advanced HVDC technology, it can unlock deep decarbonization, transatlantic stability, and real economic returns. But only if market structures evolve to meet the opportunity.

Just as the telegraph enabled global finance, diplomacy, and industry to flourish, NATO-L can become the backbone of a more integrated and resilient net-zero economy.

Du télégraphe aux térawattheures : pourquoi NATO-L pourrait être le Great Eastern de l’ère carboneutre

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/du-télégraphe-aux-térawattheures-pourquoi-nato-l-pourrait-marcoux-txs7e/?trackingId=VVuXBI%2B2SpmSgNL2JsUmcQ%3D%3D)

En 1866, le navire à vapeur Great Eastern posa avec succès le premier câble télégraphique transatlantique, transformant à jamais les communications mondiales. Les messages, qui prenaient autrefois dix jours à traverser l’Atlantique par bateau, pouvaient désormais être transmis en quelques minutes. Les impacts géopolitiques, commerciaux et culturels furent immédiats et profonds — non parce que le câble était bon marché, mais parce qu’il était transformationnel.

Je me souviens d’avoir lu à propos du Great Eastern quand j’étais jeune. Son échelle audacieuse et son génie technique m’ont profondément marqué. (L’image accompagnant cet article provient d’un de mes livres d’enfance.) Il fut un outil emblématique de son époque — un géant reliant les continents — et a suscité chez moi un intérêt durable pour le pouvoir des grands systèmes à façonner le monde.

Aujourd’hui, une révolution semblable pourrait se profiler sous les mers. Proposé par trois financiers de l’énergie — Laurent Segalen , Simon Ludlam et Gerard Reid —, le projet North Atlantic Transmission One – Link (NATO-L) vise à relier les sources d’hydroélectricité et d’énergies renouvelables du Canada au réseau renouvelable européen. Il s’agirait de lignes à courant continu haute tension (HVDC) de grande capacité entre l’Amérique du Nord et l’Europe.

Mais je ne pense pas que cela se résume au transport d’électrons. Comme le premier câble télégraphique transatlantique, NATO-L pourrait redessiner les relations géopolitiques, catalyser l’intégration économique et ouvrir une nouvelle ère de coopération énergétique propre — si l’on conçoit des structures de marché adéquates permettant aux producteurs des deux continents d’en tirer profit.

Avant d’aller plus loin, je précise que je n’ai aucun intérêt financier, professionnel ou personnel dans le projet NATO-L. Je n’ai pas non plus été rémunéré ou sollicité par ses promoteurs pour rédiger cet article. Mon analyse repose uniquement sur des informations publiques et sur mon interprétation indépendante de leurs implications.

Un projet d’envergure stratégique

Le câble NATO-L relierait deux systèmes énergétiques complémentaires :

  • Le nord-est de l’Amérique du Nord, riche en hydroélectricité pilotable, ainsi qu’en capacité croissante d’éolien terrestre et en mer.
  • Le nord de l’Europe, doté d’une production éolienne maritime massive et confronté à des défis croissants d’intermittence et de contingentement.

Selon les informations publiques disponibles, NATO-L serait composé de câbles sous-marins HVDC d’une capacité totale de 6 GW utilisant la technologie >525 kV, sur des trajets variant entre 3?750 et 4?500 km. Je prévois que le projet sera mis en œuvre par étapes, chaque phase ajoutant quelques gigawatts de capacité sur plusieurs années. Cette approche graduelle permettrait un apprentissage progressif et une gestion des risques, en permettant aux parties prenantes d’évaluer la performance et la valeur du projet avant de s’engager dans une réalisation complète.

On évalue actuellement plusieurs itinéraires potentiels, notamment un passage par le nord (peut-être par le Groenland) et un passage par le sud (via la France. Le tracé le plus court, au nord, me paraît le plus prometteur. Il établirait un lien entre la production hydroélectrique du nord du Québec et du Labrador et les sources renouvelables de la mer du Nord et des pays voisins.

Le projet tirerait parti de ressources éoliennes et solaires non corrélées entre les continents et d’un décalage horaire de six heures pour optimiser l’usage des renouvelables et l’équilibrage quotidien des réseaux. La mise en service opérationnelle est prévue pour 2040, après un calendrier de développement et d’autorisations en plusieurs phases.

Il ne s’agit pas d’électricité bon marché — mais d’électricité au bon moment

Bien que l’hydroélectricité patrimoniale de l’est du Canada soit peu coûteuse, les ajouts de capacité — qu’il s’agisse d’hydroélectricité, d’éolien ou de solaire — deviennent de plus en plus onéreux. Parallèlement, les prix de l’éolien et du solaire en Europe continuent de baisser. Cela signifie que la valeur de NATO-L ne repose pas sur des écarts de prix permanents, mais sur la synchronisation temporelle.

Grâce au décalage horaire de 5 à 6 heures entre l’est de l’Amérique du Nord et l’Europe, NATO-L permet un arbitrage quotidien :

  • Acheminer de l’électricité vers l’est pendant les périodes de forte demande en Europe (le matin et le soir), qui correspondent aux périodes de faible demande au Canada (le milieu de la nuit et le milieu de la journée).
  • Acheminer de l’électricité vers l’ouest pendant les pointes de demande au Canada, qui coïncident avec les périodes creuses en Europe.

Ce mécanisme permet à une même capacité installée de servir quatre pointes de demande par jour, augmentant considérablement sa valeur systémique.

L’hydroélectricité comme batterie distante pour l’Europe

Contrairement à l’éolien et au solaire, l’hydroélectricité avec réservoirs est pilotable. L’eau stockée dans les réservoirs peut être turbinée précisément au moment requis, bien que des contraintes, comme les débits minimums ou les centrales en cascade, puissent en limiter partiellement la flexibilité. Cela permet à l’hydroélectricité nord-américaine de servir de batterie à distance zéro carbone pour l’Europe :

  • Réduction du contingentement : réduction de la production hydroélectrique lorsque le vent est abondant en Europe.
  • Appels de puissance rapides : augmentation de la production hydroélectrique quand l’Europe fait face à des pénuries.
  • Services d’équilibrage : soutien à la régulation de fréquence et à la stabilité du réseau, pendant et hors des pointes.

Cela permet aux réservoirs canadiens de conserver l’eau lorsque l’Europe dispose d’une surproduction éolienne ou solaire, pour ensuite produire lorsque la génération européenne est insuffisante. Cette flexibilité est particulièrement précieuse, puisque les jours de forte demande en électricité ne sont généralement pas corrélés entre l’Europe et l’est du Canada. Ce manque de corrélation renforce le potentiel d’arbitrage et d’équilibrage d’une interconnexion transatlantique. Alors que l’Europe élimine progressivement le charbon et le gaz, cette capacité devient de plus en plus critique, en particulier avec la présence d’un parc nucléaire français important et peu flexible.

Expérience européenne en matière d’interconnexions sous-marines HVDC

L’Europe possède une vaste expérience avec les interconnexions sous-marines à courant continu haute tension (HVDC), notamment :

  • Viking Link (Royaume-Uni–Danemark) : 765 km, 1,4 GW, opérationnel depuis 2023.
  • North Sea Link (Royaume-Uni–Norvège): 720 km, 1,4 GW, opérationnel depuis 2021.
  • NordLink (Allemagne–Norvège) : 623 km, 1,4 GW, opérationnel depuis 2021.
  • IFA2 (Royaume-Uni–France) : 204 km, 1 GW, opérationnel depuis 2021.
  • COBRAcable (Pays-Bas–Danemark) : 325 km, 700 MW, opérationnel depuis 2019.

Ces interconnexions se sont révélées très efficaces pour lisser la production intermittente, faire baisser les prix de gros et améliorer la fiabilité en période de pointe ou de stress du système. Bien que certains de ces projets aient été controversés à leur lancement — en raison de préoccupations liées aux coûts, à l’impact environnemental ou aux effets sur le marché — leur succès a démontré la faisabilité technique et réglementaire des liaisons HVDC longue distance entre États souverains. Ce précédent est particulièrement pertinent pour NATO-L.

Cadre financier : coûts et potentiel de valeur

Les interconnexions sous-marines sont déjà largement utilisées et apportent une valeur mesurable aux réseaux régionaux. Par exemple, durant l’hiver 2024–2025 en Grande-Bretagne, le gestionnaire de réseau National Grid a rapporté que sa flotte d’interconnexions a permis des ajustements dynamiques des mouvements d’énergie atteignant jusqu’à 5,2 GW en réponse au stress du système, notamment en annulant des avis de capacité d’urgence. Le Viking Link, initialement en service à demi-capacité en raison de travaux de maintenance sur le réseau danois, a été rapidement porté à pleine capacité pour répondre à la pointe de consommation du soir au Royaume-Uni — une démonstration claire de la valeur d’une coordination transfrontalière en temps réel. NATO-L étendrait ces bénéfices éprouvés à l’échelle transatlantique, permettant un équilibrage des charges entre réseaux asynchrones et optimisant l’utilisation de ressources renouvelables non corrélées.

Tableau récapitulatif financier (estimation personnelle, non fournie par NATO-L) :

Article content

Les estimations des coûts en capital pour NATO-L s’appuient sur des comparaisons avec d’autres projets de câbles sous-marins HVDC longue distance. Par exemple, le projet Viking Link (Royaume-Uni–Danemark, 1?400 MW sur 765 km) a coûté environ 2 milliards €, tandis que le projet Xlinks Maroc–Royaume-Uni (3,6 GW, 4?000 km) est estimé à 20 milliards £. NATO-L, avec 6 GW et 3 750–4 500 km, devrait coûter entre 20 et 28 milliards €, incluant la fabrication des câbles, leur installation, les stations de conversion, les permis et les imprévus. Cette estimation s’aligne sur les profils de coûts d’autres projets sous-marins multigigawatts utilisant la technologie HVDC >525 kV.

Les coûts d’exploitation pour un projet de cette envergure incluent l’entretien des câbles et des stations, le personnel, l’assurance, la conformité réglementaire et l’exploitation du système. Ces coûts devraient varier entre 200 et 500 millions € par an, selon le taux d’utilisation et la complexité réelle du déploiement. Le poste le plus important est probablement le coût énergétique lié aux pertes de transmission, suivi par l’inspection sous-marine régulière et la maintenance, ainsi que par les frais liés au fonctionnement fiable des stations de conversion et des systèmes de commande à travers l’océan.

Les pertes de transmission sont un facteur important dans les coûts d’exploitation. Les câbles HVDC sous-marins perdent typiquement environ 3 % d’énergie par tranche de 1?000 km. Sur un tracé nord projeté de 3?750 km, cela représente une perte totale d’environ 11 à 12 %. Les pertes seraient moindres lorsque les câbles ne fonctionnent pas à pleine capacité. En supposant un taux d’utilisation de 60 % (4 pointes de 3 à 4 heures chacune), une ligne de 6 GW livrerait environ 31,5 TWh/an. Avec une perte de 12 %, environ 4 TWh/an sont perdus. Au prix de 80 €/MWh, cela représente un coût annuel d’environ 320 millions €, ce qui se situe dans la fourchette supérieure des estimations de dépenses d’exploitation. Cela souligne l’importance d’optimiser l’utilisation et le rendement de transmission pour assurer la viabilité financière.

La valeur annuelle de marché disponible de 2 à 4,5 milliards € représente le bassin de valeur créé par l’arbitrage énergétique, les services de capacité et les fonctions auxiliaires de réseau. Ce montant ne constitue pas nécessairement un revenu pour NATO-L en soi, puisqu’il sera partagé entre tous les acteurs du marché — producteurs d’électricité, exploitants de stockage, fournisseurs de services d’équilibrage, et potentiellement l’exploitant de l’interconnexion. Le revenu annuel de NATO-L dépendra de son cadre réglementaire, de sa structure de propriété et du modèle de rémunération (péage ou marchand) retenu.

1. Arbitrage énergétique :

Avec une ligne de 6 GW utilisée 50 à 75 % du temps, les volumes annuels échangés seraient de 26 à 39 TWh.

Des écarts de prix de 50 à 100 €/MWh entre les pics nord-américains et européens donnent un bassin de valeur de 1,3 à 3,0 milliards €/an.

2. Paiements de capacité :

Les prix de capacité dans les marchés européens, comme le Royaume-Uni varient entre 30?000 et 75?000 €/MW/an.

Pour 6 GW, cela représente 180 à 450 millions €/an.

3. Services auxiliaires et atténuation du contingentement :

En évitant le contingentement et en assurant un équilibrage, NATO-L pourrait fournir des services évalués à 100 à 300 millions €/an.

Valeur totale justifiée : de 1,6 à plus de 4,5 milliards €/an.

Cette structure ne dépend pas d’un avantage de prix moyen permanent, mais de la création de valeur pilotée par le marché, fondée sur la flexibilité, le timing et les services d’intégration.

Les promoteurs de NATO-L s’appuieront vraisemblablement sur des approches analytiques dépassant l’analyse traditionnelle de la valeur actuelle nette (VAN) pour évaluer la viabilité du projet — comme c’est souvent le cas pour les infrastructures transformationnelles. Face à l’incertitude, aux horizons temporels longs et aux impacts systémiques potentiels, des méthodes comme l’analyse en options réelles, la planification par scénarios et les évaluations de valeur stratégique sont souvent plus adaptées. Cette perspective reflète la manière dont d’autres grands projets d’interconnexion ont été évalués et correspond à la nature fondamentalement stratégique de NATO-L.

Le projet NATO-L en est clairement encore à ses débuts, concentré sur la construction d’un consensus, l’attraction de membres fondateurs et l’engagement avec les parties prenantes dans les secteurs politique, réglementaire, technique, industriel et financier. Étant donné l’ampleur du projet et son importance stratégique, il est possible que de grandes entreprises européennes de services publics ou des opérateurs de transport d’électricité s’y joignent au fur et à mesure de son avancement.

Pose de câbles moderne : du Great Eastern à la Monna Lisa

La résilience des câbles électriques sous-marins est souvent sous-estimée. Bien que les pannes puissent être perturbatrices, la réparation d’un câble à courant continu haute tension (HVDC) est généralement plus rapide et moins dangereuse que celle d’un gazoduc sous-marin. Il n’y a ni confinement de gaz sous pression ni risque d’explosion — seulement un travail électrique exigeant, mais bien compris. Cela fait des interconnexions HVDC un investissement à long terme plus sûr et plus résilient.

Une comparaison historique est instructive. La première tentative du Great Eastern de poser un câble télégraphique transatlantique en 1865 se solda par un échec lorsque le câble se rompit au milieu de l’océan. Le navire retourna sur place en 1866 après avoir réussi à poser le premier câble transatlantique lors de sa seconde tentative. L’équipage localisa et récupéra le câble perdu, le reconnecta, et compléta avec succès la deuxième liaison à travers l’Atlantique — un exploit extraordinaire de persévérance et de compétence technique, il y a plus de 150 ans. Lorsque j’ai lu ce récit enfant, cette réparation m’avait profondément impressionné.

Au XIXe siècle, le Great Eastern était le seul navire capable de transporter et de poser un câble transatlantique. Aujourd’hui, cet héritage pionnier se poursuit avec une nouvelle génération de navires câbliers. Un exemple marquant est la Monna Lisa, le tout dernier navire poseur de câbles du groupe Prysmian.

Avec un déplacement en charge d’environ 35?000 tonnes, la Monna Lisa mesure 185 mètres de long et 34 mètres de large. Elle est équipée de deux carrousels de câbles de grande capacité (7?000 et 10?000 tonnes), de systèmes avancés de positionnement dynamique DP3 et d’une forte capacité de traction pour les opérations en haute mer. Ce sont des navires comme la Monna Lisa qui rendent un projet transatlantique comme NATO-L techniquement et opérationnellement réalisable.

Le défi des marchés : concilier des structures réglementaires différentes

Un enjeu central est que l’Europe et l’Amérique du Nord fonctionnent selon des structures de marché très différentes :

  • L’Europe dispose de marchés de gros et de capacité libéralisés et concurrentiels.
  • L’est du Canada et certaines régions du nord-est des États-Unis opèrent dans des cadres monopolistiques ou des systèmes hybrides réglementés.

Pour que NATO-L fonctionne efficacement, il faudra créer des mécanismes permettant d’échanger de l’électricité entre ces systèmes. Les options possibles incluent :

  • La création d’une entité marchande d’exportation opérant selon les règles européennes.
  • Des contrats d’achat d’électricité (PPA) bilatéraux à long terme avec des opérateurs de système européens.
  • De nouveaux cadres intergouvernementaux s’appuyant sur l’Accord économique et commercial global (AECG/CETA).

Les défenseurs de cette initiative devront déterminer une structure financière qui permet à toutes les parties concernées, y compris les acheteurs et les vendeurs, de réaliser des profits en fonction de leurs niveaux respectifs de tolérance au risque.

Au-delà de l’économie : dimensions stratégiques et géopolitiques

Le projet NATO-L revêt également une importance stratégique à un moment où les alliances transatlantiques sont mises à rude épreuve. Alors que les États-Unis adoptent des politiques de plus en plus protectionnistes et entretiennent une rhétorique annexionniste, le Canada a tout intérêt à diversifier ses partenariats énergétiques et à renforcer ses liens avec l’Europe.

Un corridor énergétique transatlantique permettrait de :

  • Positionner le Canada comme un fournisseur fiable d’électricité propre et stable ;
  • Renforcer la transition de l’Europe hors des combustibles fossiles et sa réduction de dépendance envers des régimes autocratiques ;
  • Accroître la résilience collective de l’OTAN grâce à des infrastructures non militaires ;
  • Réduire les risques climatiques en connectant des régions aux régimes météorologiques complémentaires et aux profils de production renouvelable diversifiés.

Cette dimension stratégique pourrait également permettre d’obtenir un soutien institutionnel ou financier de l’Union européenne. Le projet NATO-L semble en effet aligné avec les objectifs de REPowerEU, le plan phare de l’UE visant à réduire les importations de combustibles fossiles, accélérer le déploiement des énergies renouvelables et renforcer les infrastructures transfrontalières. En facilitant l’intégration transatlantique et l’utilisation flexible de l’hydroélectricité pilotable, NATO-L contribue directement à ces objectifs. Dans le cadre de REPowerEU, les projets qui favorisent la décarbonation, la diversification énergétique et la résilience des réseaux peuvent bénéficier d’un appui de l’UE, que ce soit sous forme de coordination ou de financement.

Selon mes estimations, ce projet pourrait permettre de remplacer environ 1 milliard d’euros d’importations annuelles de gaz naturel et de réduire les émissions de quelque 20 millions de tonnes de CO? par an — principalement en assurant un appoint flexible d’électricité propre pendant les pointes de demande en Europe et en réduisant le contingentement des énergies renouvelables.

Conclusion : une seconde révolution transatlantique

NATO-L a le potentiel de jouer un rôle similaire à l’ère de l’énergie propre.

En misant sur les fuseaux horaires, l’hydroélectricité pilotable et les technologies HVDC de pointe, le projet pourrait permettre une profonde décarbonation, renforcer la stabilité transatlantique et générer des retombées économiques tangibles. Mais cela ne sera possible que si les structures de marché évoluent pour saisir cette opportunité.

Tout comme le télégraphe a permis à la finance, à la diplomatie et à l’industrie mondiales de prospérer, NATO-L peut devenir l’épine dorsale d’une économie carboneutre plus intégrée et plus résiliente.

Comprendre Hydro-Québec, c’est comprendre le Québec

S’il y a un livre que je recommande souvent pour mieux saisir les relations entre l’État québécois et son plus important outil économique, c’est bien Hydro Québec et l’État québécois, 1944-2005 de l’historien Stéphane Savard .

Ce n’est pas un livre d’entreprise ni un pamphlet politique : c’est une œuvre rigoureuse et nuancée qui replace les grandes décisions énergétiques dans leur contexte social, économique et institutionnel. On y suit la montée d’Hydro-Québec comme symbole du Québec moderne, mais aussi les tensions — parfois productives, parfois paralysantes — entre la société d’État et le gouvernement qui la possède.

Savard met en lumière :

  • le rôle de la nationalisation dans la Révolution tranquille ;
  • les choix d’investissement dans les grands barrages du Nord ;
  • l’évolution du modèle de gouvernance et de régulation jusqu’en 2005.

Un livre essentiel, mais aujourd’hui incomplet.

L’ouvrage s’arrête en 2005, et ne couvre donc pas les changements majeurs survenus depuis, comme :

  • le virage commercial sous la présidence d’Éric Martel (2015-2020), et son objectif, depuis oublié, de doubler les revenus de l’entreprise ;
  • la réduction du rôle de la Régie de l’énergie dans la régulation du secteur ;
  • les tensions entre le gouvernement et la présidente Sophie Brochu ;
  • le repositionnement stratégique d’Hydro-Québec sous Michael Sabia, dans un contexte de transition énergétique accélérée.

Mais malgré cette limite temporelle, Hydro-Québec et l’État québécois reste une référence incontournable pour toute personne intéressée par l’histoire énergétique du Québec — ou simplement par la façon dont une société façonne ses outils collectifs.

À lire… et à compléter avec une réflexion sur les vingt dernières années.

#HydroQuébec #Histoire #Énergie #PolitiquesPubliques #Québec #TransitionÉnergétique

Du téléphone à cadran au téléphone intelligent — Une leçon pour la transition énergétique

Les téléphones à cadran étaient robustes, duraient des décennies, ne nécessitaient aucune recharge et offraient une excellente qualité sonore. Ils coûtaient peu et brisaient rarement. Les téléphones intelligents d’aujourd’hui, eux, sont coûteux, fragiles, remplacés tous les quelques années, doivent être rechargés quotidiennement… et offrent une moins bonne qualité d’appel.

Alors pourquoi avons-nous changé?

Parce que les téléphones intelligents offrent beaucoup plus.

Ils ne servent pas qu’à téléphoner?: ils nous connectent au travail, aux cartes, aux médias, aux réseaux sociaux, aux banques, à la photo, au divertissement. Bref, la valeur qu’ils offrent dépasse largement la fonction d’origine.

Voilà une idée maîtresse pour la transition énergétique.

Oui, l’ancien système était fiable et peu coûteux. Les combustibles fossiles sont denses, faciles à stocker et les infrastructures sont bien établies. À l’instar du téléphone à cadran, il s’agit d’un système hérité du passé, conçu pour répondre aux besoins d’une époque révolue.

L’électricité propre?—?panneaux solaires, thermopompes, véhicules électriques, batteries?— peut sembler coûteuse, fragile ou moins intuitive. Mais elle ouvre la voie à davantage de valeur : un air plus pur, l’indépendance énergétique, des systèmes intelligents, une résilience décentralisée, une stabilité à long terme et de nouvelles industries.

La transition énergétique, comme la révolution des télécommunications, n’est pas un simple remplacement. C’est une amélioration. Et tout comme nous n’avons pas adopté le téléphone intelligent parce qu’il était moins cher ou plus simple, nous n’adopterons pas l’énergie propre uniquement parce qu’elle coûte moins cher par kWh. Nous le ferons parce qu’elle est meilleure — à bien des égards.

From Rotary Phones to Smartphones — And What It Teaches Us About the Energy Transition

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/from-rotary-phones-smartphones-what-teaches-us-energy-benoit-marcoux-yaqme/)

Rotary phones were robust, lasted decades, needed no charging, and offered excellent sound quality. They cost little and rarely failed. By contrast, today’s smartphones are expensive, fragile, replaced every few years, and need daily recharging—yet deliver poorer sound quality during calls.

So why did the world switch?

Because smartphones do more.

They don’t just make calls—they connect us to work, maps, media, social networks, banking, photography, and entertainment. In short, the value they deliver goes far beyond the original function of telephony.

This is a key insight for the energy transition.

Yes, the old system was reliable and cheap. Fossil fuels are dense, dispatchable, and the infrastructure is mature. But like rotary phones, it’s a legacy system optimized for a past reality.

Clean electricity—solar panels, heat pumps, EVs, batteries—may seem costly, fragile, or less “plug-and-play” to some. But it opens the door to more value: cleaner air, energy independence, digital controls, decentralized resilience, long-term cost stability, and new services and industries.

The energy transition, like the telecom revolution, is not just a replacement. It’s an upgrade. And just as we didn’t adopt smartphones because they were cheaper or simpler, we won’t transition to clean energy just because it’s cheaper per kWh. We’ll do it because it’s better—in more ways that matter.

Renewables and Reliability: A Reflection on the Power Outage in Spain and Portugal

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/renewables-reliability-reflection-power-outage-spain-portugal-benoit-3trle/)

I was in Spain during the major power outage on April 28, 2025. And no, it wasn’t my fault! Eleven hours without electricity is a memorable experience, even in a country with a modern grid like Spain’s. Since then, several commentators have blamed the high levels of wind and solar generation present at the time. I believe this interpretation is mistaken.

Events like this should not cast doubt on the reliability of renewable-rich grids. Rather, they remind us that such systems must be designed and planned differently.

A renewable grid is different—not less reliable

Legacy power systems were built around large thermal or hydro plants that provided natural inertia, centralized control, and predictable output. Modern grids, enriched with renewable resources, require a different approach:

·       Frequency, voltage, and stability must be ensured through technologies like battery storage, dynamic controllers, and synthetic inertia.

·       Planning must account for the production profiles of solar and wind, their variability, and their geographic complementarity.

·       Interconnections must be strengthened to allow the system to self-balance on a larger scale.

Don’t confuse a grid outage with a technology failure

Even though the April 28 incident occurred during high renewable output, that doesn’t mean renewables were to blame. Major outages almost always stem from systemic issues: poorly coordinated protection systems, the loss of critical transmission lines, insufficient inertia due to equipment failure, or a poor response to a localized disturbance.

What this really shows is that our planning approach must evolve. We can’t simply add solar and wind to an architecture built for centralized thermal or hydro power. We need to rethink the foundations of the system.

Storage: a critical ally

Large-scale storage, deployed intelligently, can serve several critical functions:

·       Frequency support

·       Black start capability

·       Smoothing variable generation

·       Fast-acting power reserve

It’s also worth noting that the sudden loss of a major load, such as a large data or AI center, can disrupt the grid as much as the shutdown of a power plant — a risk often underestimated in traditional planning.

Storage comes in many forms — pumped hydro, thermal, chemical (batteries) — and can be complemented by other flexibility sources like demand-side management. That said, batteries, with their rapidly falling costs and high operational flexibility, are likely to play an increasingly central role. They are a key element in a technological ecosystem capable of ensuring the stability, flexibility, and resilience required by a modern, renewables-rich grid.

Conclusion

It’s not the presence of renewables that makes a grid fragile — it’s the lack of adaptation to this new reality. Tomorrow’s grids cannot be based on yesterday’s models. They must be designed with the right tools, the right signals, and planning oriented toward resilience.

Reliability is not a legacy — it’s something we build.

Énergies renouvelables et fiabilité : retour sur la panne en Espagne et au Portugal

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/énergies-renouvelables-et-fiabilité-retour-sur-la-panne-marcoux-dn4ue/)

J’étais en Espagne lors de la grande panne électrique du 28 avril 2025. Onze heures sans électricité, c’est une expérience marquante, même dans un pays doté d’un réseau aussi moderne que celui de l’Espagne. Depuis, plusieurs commentateurs pointent du doigt la forte production éolienne et solaire en cours au moment de l’incident. C’est une interprétation que je crois erronée.

Ce type d’événement ne devrait pas nous faire douter de la fiabilité d’un réseau riche en énergies renouvelables, mais plutôt nous rappeler qu’un tel réseau doit être conçu et planifié différemment.

Un réseau renouvelable est différent, pas moins fiable

Les systèmes électriques historiques ont été construits autour de grandes centrales thermiques ou hydroéectriques fournissant une inertie naturelle, un contrôle centralisé et une production prévisible. Mais les réseaux modernes, enrichis de ressources renouvelables, nécessitent des approches différentes :

·       La fréquence, la tension et la stabilité doivent être assurées par des technologies comme le stockage par batteries, les contrôleurs dynamiques et l’inertie synthétique.

·       La planification doit intégrer les profils de production solaire et éolienne, leur variabilité et leur complémentarité géographique.

·       Les interconnexions doivent être renforcées pour que le système puisse s’autoréguler à grande échelle.

Ne confondons pas une panne de réseau avec un échec technologique

Même si l’incident du 28 avril s’est produit à un moment où les renouvelables étaient abondantes, cela ne signifie pas qu’elles en sont la cause. Les pannes majeures ont presque toujours des causes systémiques : protection mal coordonnée, perte de lignes critiques, réserve d’inertie insuffisante suite à un bris, ou mauvaise réponse à un incident local.

Ce que cela révèle, c’est que notre manière de planifier le réseau doit évoluer. On ne peut pas simplement ajouter du solaire et de l’éolien à une architecture conçue pour le thermique et l’hydro centralisé. Il faut repenser les fondations du système.

Le stockage, un allié essentiel

Le stockage à grande échelle, déployé intelligemment, peut jouer plusieurs rôles critiques :

·       Soutien à la fréquence

·       Démarrage sans réseau (black start)

·       Lissage de la production variable

·       Réserve de puissance rapide

Notons aussi que la perte soudaine d’une charge importante, comme un grand centre de données ou d’intelligence artificielle, peut perturber tout autant l’équilibre du réseau que l’arrêt d’une centrale de production — un risque souvent sous-estimé dans la planification traditionnelle.

Le stockage prend plusieurs formes — hydraulique pompée, thermique, chimique (batteries) — et peut être complété par d’autres sources de flexibilité comme la gestion de la demande. Cela dit, les batteries, avec leurs coûts en baisse rapide et leur grande flexibilité d’opération, sont appelées à jouer un rôle croissant. Elles constituent un élément clé d’un écosystème technologique capable d’assurer la stabilité, la flexibilité et la résilience nécessaires à un réseau moderne riche en énergies renouvelables.

Conclusion

Ce n’est pas la présence de renouvelables qui rend un réseau fragile, c’est l’absence d’adaptation du système à cette nouvelle réalité. Les réseaux d’avenir ne peuvent être calqués sur ceux du passé. Il faut les concevoir avec les bons outils, les bons signaux, et une planification tournée vers la résilience.

La fiabilité n’est pas un héritage : c’est une construction.

Critique de livre — Le ministère du futur de Kim Stanley Robinson

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/critique-de-livre-le-ministère-du-futur-kim-stanley-robinson-marcoux-isn7e/)

Le ministère du futur de Kim Stanley Robinson est une œuvre magistrale de fiction climatique ancrée dans le réalisme. Situé dans un futur très proche, le roman s’ouvre sur une vague de chaleur catastrophique en Inde qui tue des millions de personnes et provoque une prise de conscience mondiale. En réaction, l’ONU crée un nouvel organisme — le ministère du futur — chargé de représenter les intérêts des générations futures dans les décisions d’aujourd’hui.

Ce dispositif narratif permet à Robinson d’explorer la transformation économique, la rupture technologique, les conflits politiques et l’urgence éthique liés à la crise climatique. Le roman mêle récit, essais politiques, témoignages et scénarios spéculatifs pour montrer à la fois les horreurs de l’inaction et le potentiel de l’action collective.


Messages clés

1. L’urgence climatique est déjà là. Le roman débute par une catastrophe bouleversante afin de souligner une vérité essentielle : les changements climatiques ne sont pas une menace future, ils sont une réalité brutale et inégale. Les coûts sont humains, sociaux et politiques.

2. Des changements systémiques audacieux sont nécessaires. Le ministère développe des outils comme l’assouplissement quantitatif carbone (toujours pas sûr c’est quoi…) et des réformes des banques centrales — encore fictifs, mais fondés sur des propositions apparemment réalistes. Robinson invite les lecteurs à repenser les fondements de la monnaie, de la valeur et du pouvoir.

3. L’équité et la justice doivent guider l’action climatique. Des migrations forcées aux responsabilités inégalement réparties entre pays, le livre rappelle qu’une politique climatique sans justice n’est ni durable ni légitime.

4. La technologie compte — mais ce n’est pas une solution miracle. Oui, il est question de géo-ingénierie, de réseaux intelligents, de tours solaires et de dirigeables. (Je l’avoue : j’adorerais faire le tour du monde à bord d’un dirigeable solaire.) Mais Robinson insiste : nous ne pourrons pas résoudre cette crise uniquement par la technologie. La volonté collective et la gouvernance sont tout aussi cruciales.

5. L’espoir n’est pas de la naïveté — c’est une responsabilité. Le plus grand mérite du roman est peut-être de demeurer porteur d’espoir — non pas parce que le chemin est facile, mais parce qu’il en vaut la peine. Robinson ne propose aucune illusion, seulement le dur labeur de la coopération internationale, de l’engagement citoyen et du leadership moral.


Conclusion Le ministère du futur n’est pas un roman d’évasion — c’est un miroir, peut-être même une carte. Pour les professionnels engagés dans les domaines du climat, de l’énergie ou des politiques globales, ce livre ne se contente pas de divertir : il provoque. Il nous demande quel genre de monde nous sommes prêts à défendre. Et il nous rappelle que l’avenir nous appartient encore — si nous agissons.

Book Review — The Ministry for the Future by Kim Stanley Robinson

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/book-review-ministry-future-kim-stanley-robinson-benoit-marcoux-vtuac)

Kim Stanley Robinson’s The Ministry for the Future is a sweeping work of climate fiction rooted in realism. Set in the very near future, it begins with a catastrophic heatwave in India that kills millions, prompting a global reckoning. In response, the UN creates a new body—the Ministry for the Future—tasked with representing the interests of future generations in present-day decision-making.

Through this narrative device, Robinson explores economic transformation, technological disruption, political conflict, and ethical urgency in confronting the climate crisis. The book mixes storytelling with policy essays, eyewitness testimonies, and speculative scenarios to show both the horrors of inaction and the potential of collective resolve.

Key Messages

1. The climate emergency is already here. The novel opens with visceral disaster to underscore a key truth: climate change is not some future threat—it is a brutal, uneven reality now. The costs are human, social, and political.

2. We need bold systemic change. The Ministry develops tools like carbon quantitative easing (still not sure what this is…) and reforms to central banks—fictional now, but grounded in apparently plausible policy thinking. Robinson urges readers to reimagine how money, value, and power are structured.

3. Equity and justice must guide climate responses. From the forced migration of climate refugees to unequal responsibility across nations, the book reminds us that climate policy without justice is neither sustainable nor legitimate.

4. Technology matters—but it’s not a silver bullet. Yes, there’s geoengineering, sailing hydrofoils, and airships. (Confession: I would love to tour the world on a solar-powered dirigible.) But Robinson stresses that we cannot techno-fix our way out of this crisis. Collective will and governance are just as important.

5. Hope is not naïveté—it’s a form of responsibility. Perhaps the novel’s greatest gift is that it remains hopeful—not because the road is easy, but because it is worth walking. Robinson offers no fantasies, only the hard work of international cooperation, citizen engagement, and moral leadership.

Conclusion The Ministry for the Future is not escapist fiction—it’s a mirror, and maybe a map. For professionals working in climate, energy, or global policy, this book doesn’t just entertain; it provokes. It asks what kind of world we are willing to fight for. And it challenges us to imagine that the future still belongs to us—if we act.

Commerce Canada–États-Unis : mythes, réalités et le rôle de l’énergie et des intrants industriels

À l’heure où les tensions commerciales s’intensifient — notamment sous la menace de nouveaux tarifs par l’ancien président Trump — il est essentiel de distinguer la rhétorique des faits. L’idée que le Canada profite des États-Unis fait abstraction de réalités fondamentales : sécurité énergétique, flux d’investissements, intégration industrielle et coopération en matière de défense. En vérité, le Canada a constamment soutenu la prospérité et la résilience américaines — non seulement en tant que fournisseur clé, mais aussi comme allié de confiance dans plusieurs domaines.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/commerce-canadaétats-unis-mythes-réalités-et-le-rôle-de-marcoux-krnwe/))

1. Le Canada alimente littéralement l’industrie américaine

Comme l’a écrit l’économiste Paul Krugman, « importer ce dont vous avez besoin — obtenir des choses d’autres pays — est l’objectif du commerce international. Exporter — envoyer des choses à d’autres pays — est ce que nous faisons pour payer nos importations ». Cette logique s’applique parfaitement aux exportations canadiennes d’hydroélectricité : une source propre, fiable et bénéfique pour les consommateurs et l’industrie des États-Unis.

Le Canada est le plus grand fournisseur étranger d’énergie des États-Unis. En 2024, les exportations canadiennes de pétrole, de gaz et d’électricité vers les États-Unis ont atteint environ 124 milliards $?US. Ce sont des intrants essentiels pour l’industrie américaine et la vie quotidienne.

Fait notable, le pétrole et le gaz canadiens sont souvent vendus à prix réduit par rapport aux références mondiales, en raison des goulots d’étranglement du transport et de l’accès limité aux marchés. Cela signifie que les acheteurs américains bénéficient non seulement d’une source sûre et amicale, mais aussi de prix plus bas — un avantage économique direct.

Et l’énergie n’est que le début. Le Canada exporte chaque année près de 2,8 millions de tonnes d’aluminium vers les États-Unis — soit presque la moitié de leurs importations. Remplacer cet aluminium canadien par une production américaine nécessiterait près de 40 TWh supplémentaires d’électricité, soit l’équivalent de la consommation annuelle de 3,6 millions de foyers américains.

2. Le Canada fournit les intrants — les États-Unis vendent les produits finis

Plus de 98?% des biens échangés sont exemptés de droits en vertu de l’ACEUM. Selon les chiffres officiels, les droits perçus représentent moins de 1,5?% de la valeur du commerce bilatéral, soit environ 9 milliards $?US sur 620 milliards.

Au-delà de l’énergie, le Canada fournit des intrants industriels essentiels : aluminium, pièces d’automobile, produits forestiers, minéraux — tous indispensables à la production américaine. Les tarifs imposés sur ces biens augmenteraient les coûts pour les entreprises américaines.

En 2023, le Canada a assemblé 1,32 million de véhicules exportés aux États-Unis, tandis que les États-Unis ont exporté 1,7 million de véhicules vers le Canada. Cela illustre l’interdépendance, mais aussi l’asymétrie : les biens exportés par le Canada sont des intrants difficiles à remplacer, tandis que les biens exportés par les États-Unis sont des produits finis plus facilement substituables.

La gestion de l’offre canadienne (produits laitiers, œufs, volaille) est parfois critiquée, mais son impact sur les exportations américaines est limité. Par contraste, les tarifs américains sur le bois d’œuvre nuisent directement aux producteurs canadiens et aux consommateurs américains.

Les services sont l’un des rares domaines où les États-Unis affichent un excédent — de 31,7 milliards $?US — grâce à des secteurs comme la finance, le numérique, les conseils et le tourisme. Toutefois, ces services pourraient eux aussi être remplacés à long terme.

3. Les flux de capitaux favorisent les États-Unis

Le Canada investit plus de 600 milliards $?US dans l’économie américaine : usines, infrastructure, innovation, obligations du Trésor. Ces investissements renforcent la croissance et la stabilité économique des États-Unis.

À l’inverse, les investissements américains au Canada sont moindres et moins diversifiés. Le Canada affiche ainsi un déficit structurel dans le compte de capital.

Et cela pourrait changer : en cas de guerre commerciale, le Canada pourrait réorienter ses investissements ailleurs.

4. Défense et diplomatie

  • Le Canada héberge le système d’alerte du Nord, clé pour la surveillance continentale.
  • Il codirige le NORAD, basé au Colorado, mais actif jusque dans l’Arctique.
  • Il a participé à des missions de combat comme en Afghanistan (158 soldats canadiens morts).
  • Il achète du matériel militaire américain : avions, hélicoptères, blindés.

Après le 11 septembre, le Canada a accueilli 33?000 passagers aériens détournés. Il a aussi sauvé six diplomates américains pendant la crise des otages en Iran.

Ces gestes témoignent d’une alliance stratégique et durable.

5. Programmes sociaux : une efficacité, pas une dépendance

Le Canada consacre 12 % de son PIB à la santé (contre 18 % aux É-U), pour des résultats meilleurs : espérance de vie plus élevée, mortalité maternelle plus faible.

L’économie dépasse 6?900 $ US par personne.

Cela permet d’investir dans d’autres domaines : garderies universellescongés parentaux payésprestations pour enfantssoutiens au revenu.

Ces programmes sont le fruit de choix stratégiques, pas d’un sous-investissement ailleurs.

6. Fentanyl ? Mauvaise frontière

Le fentanyl vient de la Chine et du Mexique, pas du Canada. En réalité, des drogues et armes illégales montent des É-U vers le Canada, tout comme des flux de traite humaine.

Le Canada a vu récemment une hausse des demandes d’asile en provenance des É-U.

Ces enjeux nécessitent coordination, pas confrontation.

Et puis, il y a les œufs. Pendant la grippe aviaire, des œufs ont été contrebandés du Canada vers les É-U. Le petit déjeuner s’est retrouvé au cœur de la géopolitique.

7. Le Canada respecte ses engagements. Les É-U ? Pas toujours

Trump a imposé — puis retiré — puis menacé de réimposer des tarifs sur l’aluminium, le bois d’œuvre, les voitures, etc.

Et maintenant, il veut se retirer de l’ACEUM, qu’il a signé en janvier 2020 en le qualifiant de « plus équitable de l’histoire ».

Conclusion : un partenaire fiable mérite le respect

Le Canada est un allié stable, fiable, et économiquement stratégique.

  • Il soutient les chaînes d’approvisionnement critiques.
  • Il injecte des capitaux dans l’économie américaine.
  • Il contribue à la défense continentale.

Le blâmer est non seulement injuste — c’est contre-productif.

Canada–U.S. Trade: Myths, Realities, and the Role of Energy and Industrial Inputs

As trade tensions rise — particularly under the threat of new tariffs by former President Trump — it’s important to separate rhetoric from reality. The idea that Canada has taken advantage of the U.S. ignores facts about energy security, investment flows, industrial integration, and defence cooperation. In truth, Canada has consistently supported U.S. prosperity and resilience — not only as a major supplier of inputs, but as a trusted ally across domains.

(On LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/canadaus-trade-myths-realities-role-energy-industrial-benoit-marcoux-zfrhe)

Here’s what the data actually tells us:

1. Canada Powers U.S. Industry—Literally

As Paul Krugman, the Nobel economist, aptly noted, “importing what you want — being able to get stuff from other countries — is the purpose of international trade. Exporting — sending stuff to other countries — is something we do so we can pay for imports.” This logic fits Canada’s hydroelectric power exports perfectly: a clean, reliable energy source that benefits U.S. consumers and industry alike.: a clean, reliable energy source that benefits U.S. consumers and industry alike.

Canada is the largest foreign supplier of energy to the United States. In 2024, Canadian exports of oil, gas, and electricity to the U.S. approached $124 billion USD. These are foundational inputs for U.S. industries and everyday life—heating homes, powering factories, and fueling transportation.

Notably, Canadian oil and gas are often sold at a discount compared to global benchmarks, primarily due to transportation bottlenecks and limited market access. This means U.S. buyers benefit not only from a secure and friendly source of energy, but also from lower prices—a direct economic advantage that supports American competitiveness and energy security.

But energy is just the beginning. Canada is also a top supplier of aluminum, exporting nearly 2.8 million tonnes annually to the U.S.—almost half of its aluminum imports. Aluminum is essential to sectors like construction, transportation, and defence. Replacing Canadian aluminum with domestic U.S. production would require an additional almost 40 TWh of electricity—roughly equivalent to the annual consumption of 3.6 million U.S. homes—at a time when the U.S. grid is already under stress.

2. Canada Exports Industrial Inputs—The U.S. Sells Finished Goods

Despite headlines about tariffs, the broader picture is clear: over 98% of goods traded between Canada and the U.S. are tariff-free under USMCA rules. According to Global Affairs Canada and the U.S. International Trade Commission, total tariffs collected by both countries account for less than 1.5% of the value of bilateral trade, or roughly $9 billion USD out of $620 billion USD annually. So, while specific sectors may face friction, the vast majority of trade remains open, stable, and mutually beneficial.

Beyond energy, Canada also supplies the U.S. with essential industrial inputs—aluminum, auto parts, forest products, and minerals—that are foundational to American manufacturing. These inputs are difficult or costly to replace, and tariffs on them risk undermining U.S. competitiveness by increasing costs and disrupting supply chains.

Canada’s modest goods trade surplus with the U.S. is largely due to these inputs. For example, in 2023, Canada assembled approximately 1.32 million vehicles for export to the United States. In the same year, the U.S. exported about 1.7 million vehicles to Canada. These flows illustrate the mutual dependency, but also the structural asymmetry: many Canadian exports are hard-to-replace industrial inputs into North American production systems, while many U.S. exports are finished consumer goods that Canada could more easily substitute.

A small portion of bilateral friction stems from Canada’s supply management system, which regulates dairy, poultry, and egg production through tariff-rate quotas. While over-quota tariffs can exceed 200%, they are rarely triggered in practice—meaning their impact on actual U.S. trade flows is limited. Conversely, the U.S. has long maintained punitive tariffs on Canadian softwood lumber, despite repeated rulings by international trade bodies against them. These tariffs have distorted prices, hurt Canadian producers, and increased costs for American homebuilders and consumers. Neither of these trade frictions, however, define the overall relationship. 

In contrast, the U.S. exports mainly finished goods—products, like vehicles, that are generally easier for Canada to replace with domestic production or by sourcing from Europe, Japan, South Korea, or even China. In a full-blown trade war, the U.S. risks losing access to critical Canadian inputs, while Canada would have more flexibility to adapt its supply chains—an asymmetry that could significantly hurt U.S. industry.

Moreover, on services, the U.S. maintains a strong position: in 2023, it ran a $31.7 billion USD surplus with Canada. With strengths in finance, digital platforms, software, business consulting, and tourism, U.S. firms currently enjoy high demand in Canada. But unlike industrial inputs, many services can be replaced over time through domestic development or alternate partnerships. Thus, while the U.S. currently benefits, it may also be more exposed in the long term if trade relations sour.

3. Capital Flows Favour the U.S.

Canadian companies invest heavily in the U.S., not just through mergers and acquisitions but also by building factories, expanding infrastructure, and financing innovation. These investments span sectors such as automotive, aerospace, advanced manufacturing, and clean technology—driving job creation, productivity gains, and long-term industrial capacity.

In 2023, the stock of Canadian direct investment in the United States exceeded $600 billion USD, placing Canada among the top foreign investors in the U.S. economy. This capital plays a dual role: it fuels private-sector growth and contributes to public financing through significant holdings of U.S. Treasury bonds, helping to finance the federal deficit and stabilize interest rates.

In contrast, U.S. direct investment in Canada is smaller in both scale and diversification. While Canada may register a modest surplus in goods trade, this is more than offset by a persistent capital account deficit—an imbalance that rarely gets the attention it deserves.

But this dynamic is not immutable. In a context of rising tariffs or trade hostilities, Canadian firms could reduce their exposure to the U.S. and redirect investments domestically or toward more predictable jurisdictions. Such a shift would not only reduce integration but would also risk slowing industrial and technological progress in the U.S.

In short, when evaluating the economic relationship, it’s not just about who exports more—it’s also about who invests more. And on that front, the United States has been the bigger beneficiary—though that advantage may not hold if trust erodes and capital starts flowing elsewhere.

4. Defence and Diplomacy

Claims that Canada underfunds its alliance obligations by spending less on defence overlook key facts. While Canada’s military spending is lower as a share of GDP (about 1.4% vs the NATO target of 2%), its strategic contributions are substantial and long-standing:

  • Canada hosts radar installations in the Arctic, including as part of the jointly operated North Warning System, which supports continental surveillance.
  • Canada co-leads NORAD, the North American Aerospace Defense Command—a binational organization headquartered in Colorado Springs. NORAD is responsible for aerospace warning, aerospace control, and maritime warning for North America. It is a pillar of joint defence, particularly in the Arctic, where monitoring airspace and maritime traffic has become more critical. And once a year, NORAD becomes a global household name for its Santa Claus tracking tradition.
  • Canada participated in joint combat missions, including Afghanistan, where 158 Canadian soldiers lost their lives.
  • Canada is a significant purchaser of U.S. military equipment, including fighter jets, helicopters, armoured vehicles, and surveillance systems.

Canada’s contributions extend beyond military deployments. In the aftermath of 9/11, Canada welcomed over 33,000 diverted air passengers in a remarkable humanitarian effort remembered around the world. Canada also played a crucial diplomatic role during the Iran hostage crisis, sheltering and helping exfiltrate six American diplomats. In Haiti, Canadian Forces have supported U.S.-led stabilization efforts, and Canadian naval forces have repeatedly patrolled alongside their U.S. counterparts in global missions.

These moments reflect a broader pattern of trust, solidarity, and cooperation. Canada’s contributions are strategic, enduring, and often made without fanfare—but they have consistently advanced shared security and humanitarian goals.

5. Social Spending: It’s About Efficiency

Some critics suggest Canada can afford social programs only because it doesn’t “pay its fair share” on defence or play fairly on trade. But a more plausible explanation lies in the efficiency of its public services, especially in healthcare.

The U.S. spends nearly 18% of GDP on healthcare; Canada, just over 12%. This translates into savings of more than $6,900 USD per capita, based on 2023 data from the Commonwealth Fund and the Canadian Institute for Health Information. U.S. per capita health spending was around $13,400 USD, compared to approximately $6,500 USD in Canada.

These savings are primarily driven by Canada’s universal coverage model, which allows for broad access at lower cost. Better health outcomes—such as longer life expectancy (82.6 years in Canada vs. 76.3 in the U.S.) and lower maternal mortality (11 vs. 33 per 100,000 births)—reinforce the value of this approach, though they do not directly account for the financial savings.

These efficiencies free up public resources for other priorities—notably, child care. Quebec’s low-fee universal program has led to some of the highest maternal workforce participation rates in Canada. Building on this model, the Canada-wide Early Learning and Child Care initiative launched in 2021 is extending affordable services across the country. This supports both families and the economy by enabling higher labour force participation.

Canada also invests in robust social protections, including:

  • Paid parental leave to support family formation,
  • Child benefits that help reduce child poverty,
  • Income supports that enhance social and economic inclusion.

In short, Canada’s ability to sustain strong social programs stems not from under-contributing elsewhere, but from making strategic fiscal choices that deliver long-term value, resilience, and broad-based prosperity.

6. Fentanyl? Wrong Border

The U.S. fentanyl crisis is tragic—but blaming Canada is misguided. The DEA confirms the primary sources are China and Mexico, with smuggling routes concentrated at the southern border. Meanwhile, some illicit drugs, including synthetic opioids, also flow north from the U.S. into Canada. These flows are part of a broader set of two-way challenges that include illegal gunshuman trafficking, and asylum-seeker flows—all of which point to shared security concerns that demand cooperation, not confrontation.

Canada has recently seen a sharp increase in asylum claims from people entering via the United States, with irregular crossings reported in multiple provinces. While many of these individuals are seeking protection, this trend highlights growing imbalances and instability in cross-border dynamics. Human trafficking and gun smuggling into Canada add complexity to the issue, reinforcing the need for a coherent and coordinated approach to migration, border security, and law enforcement.

And then there are the eggs. During recent price spikes in the U.S. caused by avian flu outbreaks, smugglers began sneaking eggs from Canada into the United States. With American shoppers facing soaring prices, U.S. customs officers reported a spike in egg seizures at the border. 

Apparently, where supply chains fail, the breakfast black market rises. Whether it’s illicit fentanyl or illicit frittatas, the border has seen it all.

7. Canada Keeps Its Word. The U.S.—Not Always

Canada has consistently honoured trade agreements. By contrast, Trump’s imposition—and abrupt reversal—of tariffs on Canadian aluminum and steel and cars was just one example in a broader pattern of erratic trade policy. His administration also imposed tariffs on softwood lumber, newsprint, and other Canadian exports such as fabricated structural steel, and repeatedly threatened auto tariffs. These measures were often introduced, lifted, or reintroduced without consistent rationale, undermining confidence in the reliability and predictability of U.S. trade commitments. His recent threats to withdraw from the USMCA show once again—despite having signed it into law on January 29, 2020and previously calling it “the fairest, most balanced, and beneficial trade agreement we have ever signed into law” that Canada cannot take the stability of U.S. policy for granted.

Conclusion: A Reliable Partner Deserves Respect

Canada has been a steadfast, constructive, and mutually beneficial partner to the U.S.—especially in energy, industrial supply chains, capital investment, and shared defence. Any serious assessment of the economic relationship must recognize:

  • The deep interdependence of our economies,
  • The structural advantage the U.S. gains from Canadian inputs and capital,
  • And the importance of consistent, rules-based cooperation in uncertain times.

This isn’t about sentiment. It’s about strategy. Picking a trade war with Canada isn’t just unfair—it’s self-defeating.

Sources: Global Affairs Canada, U.S. International Trade Commission, Statistics Canada, DEA, NORAD, U.S. Customs and Border Protection, Commonwealth Fund, Paul Krugman (via Substack, 2024)

Ce que l’iPhone nous apprend sur l’avenir énergétique

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/ce-que-liphone-nous-apprend-sur-lavenir-%25C3%25A9nerg%25C3%25A9tique-benoit-marcoux-azlmf/?lipi=urn%3Ali%3Apage%3Ad_flagship3_pulse_read%3BSazXN8KQQDOom3nyaHLtgg%3D%3D)

Du monopole au mobile : la leçon de l’iPhone

En 2007, l’iPhone n’était pas simplement un nouveau téléphone. Il a bouleversé le modèle établi des télécommunications. À l’époque, les opérateurs mobiles contrôlaient presque tout : les appareils autorisés, les fonctions activées, les services proposés. Les téléphones étaient verrouillés, bridés, alignés sur la vision de l’opérateur.

Les fabricants traditionnels de téléphones cellulaires, confortablement installés dans un équilibre stable avec les opérateurs, ont aussi fait les frais de l’arrivée de l’iPhone. Leur modèle d’affaires reposait sur des appareils standardisés, conçus selon les exigences des opérateurs, peu évolutifs, mais vendus en masse. L’innovation logicielle n’était pas une priorité, tant que les volumes suivaient.

L’iPhone a mis fin à ce statu quo. Incapables de suivre le virage logiciel et l’émergence de plateformes applicatives, plusieurs géants comme Nokia, BlackBerry ou Motorola ont vu leur position s’effondrer. L’interface intuitive, l’écosystème d’applications et l’intégration verticale d’Apple ont redéfini les attentes des utilisateurs et déplacé le centre de gravité vers l’expérience client. Google, avec Android, a poursuivi dans cette voie avec une approche plus ouverte, mais tout aussi centrée sur l’utilisateur.

L’App Store a consolidé cette révolution. En ouvrant une plateforme aux développeurs tiers, Apple a déclenché une explosion d’innovations. Les applications sont devenues le point d’ancrage de l’expérience numérique. Les opérateurs, autrefois maîtres du contenu, ont été relégués au rôle de simples fournisseurs de connectivité. La valeur s’est déplacée vers les plateformes logicielles et les services.

Pour les constructeurs automobiles, l’enjeu est similaire. Restreindre les usages, garder un contrôle exclusif sur l’expérience ou brider les interactions avec les systèmes énergétiques revient à ignorer une dynamique déjà à l’œuvre. Ceux qui permettront aux utilisateurs de devenir pleinement acteurs d’un nouvel écosystème énergétique, fluide et personnalisable, auront une longueur d’avance.

Le V2G, ou comment redonner du pouvoir aux usagers

Aujourd’hui, un évènement iPhone se prépare dans le monde de l’énergie.

Les véhicules électriques sont des batteries sur roues. Avec le V2G (Vehicle-to-Grid), ils peuvent faire plus que consommer : ils peuvent stocker, redistribuer, équilibrer. L’utilisateur devient acteur du réseau, producteur, gestionnaire, partenaire.

Mais encore faut-il que les constructeurs automobiles le permettent, ce qui est loin d’être la norme. Quelques projets pilotes existent. En Australie, la Nissan Leaf a été testée dans des initiatives comme REVS, mais l’adoption reste marginale, freinée par la complexité réglementaire, les exigences des réseaux et la prudence des constructeurs. D’autres exemples, comme Renault avec Mobilize et The Mobility House en France, ou GM avec PG&E en Californie, relèvent de configurations fermées, limitées à des accords bilatéraux entre un constructeur et un fournisseur d’énergie.

Cela rappelle le monde des téléphones cellulaires avant l’iPhone : des appareils conçus pour des systèmes fermés (plus encore en Amérique du Nord qu’en Europe), verrouillés par des ententes commerciales, et rarement compatibles entre eux. Tant que cette logique perdure, l’innovation à grande échelle — ouverte, interopérable, centrée sur l’utilisateur — ne pourra émerger. Les constructeurs automobiles risquent alors de connaître le sort des géants déchus des équipements de télécoms. Ce sont peut-être, aujourd’hui, les BlackBerry de demain.

Les compagnies d’électricité, historiquement maîtres d’un réseau centralisé, doivent elles aussi s’adapter. Face à des ressources distribuées, mobiles et autonomes, elles devront réinventer leur rôle. Comme les opérateurs télécoms hier, elles devront passer du contrôle à l’orchestration.

Une nouvelle ère énergétique

Ce nouveau système énergétique ne pourra reposer uniquement sur le modèle pavillonnaire — un foyer unifamilial équipé d’un véhicule électrique, de panneaux solaires et, peut-être, d’une batterie résidentielle. Il devra aussi fonctionner dans des environnements urbains denses : immeubles à logements multiples, tours à bureaux, stationnements partagés. Le V2G devra s’y adapter avec des solutions mutualisées, intelligentes et intégrées à la gestion collective de l’énergie.

Tout comme l’iPhone a déclenché une vague d’innovation — applications, nouveaux modèles d’affaires, paiements mobiles — il a aussi transformé toute une industrie. Des fabricants de téléphones ont disparu, incapables de suivre. Parallèlement, les télécoms ont explosé : croissance du trafic de données, diversification des services, émergence de nouveaux acteurs.

Le V2G pourrait provoquer une mutation comparable dans le monde de l’énergie. Et, contrairement à de nombreux programmes dictés par les compagnies d’électricité ou soutenus par des subventions publiques, cette transformation pourrait être portée — et financée — par les consommateurs eux-mêmes, comme ce fut le cas pour l’iPhone. Ce sont les usagers qui, en adoptant massivement ces technologies, pourraient en accélérer l’avènement.

Pour les fabricants automobiles, cela signifie repenser le véhicule comme une plateforme énergétique. Les clients V2G auront souvent des panneaux solaires et voudront maximiser leur autoconsommation, ce qui exige une intégration fluide entre voiture, maison et réseau. Cela implique des fonctions logicielles avancées, des partenariats ouverts, une gestion optimisée des batteries. Ceux qui offriront une expérience fluide, sécuritaire et économique prendront une longueur d’avance. Les premiers fabricants d’automobiles à intégrer le V2G concrètement auront un avantage compétitif décisif, en capturant une part stratégique du marché et en imposant leurs standards.

Pour les compagnies d’électricité, le défi est tout aussi stratégique. Elles devront gérer des millions d’actifs énergétiques mobiles qu’elles ne possèdent pas. Il leur faudra des outils d’orchestration, des modèles tarifaires dynamiques et une capacité d’interaction avec des plateformes tierces. Le V2G accélérera la transition vers un réseau plus décentralisé, plus flexible, plus intelligent.

Des entreprises traditionnelles devront repenser leur modèle. De nouveaux acteurs plus agiles apparaîtront : dans les technologies, les services résidentiels, la gestion de l’énergie.

Comme l’App Store l’a fait pour le mobile, le V2G pourrait ouvrir la voie à des plateformes énergétiques ouvertes. Des tiers viendraient y offrir des services novateurs : optimisation tarifaire, stockage partagé, automatisation domotique, agrégation de batteries. L’utilisateur, d’abord simple consommateur d’électricité, deviendrait le pivot d’un écosystème riche, personnalisé et décentralisé.

Les défis sont nombreux — techniques, réglementaires, culturels — mais le mouvement est lancé. Et comme pour AT&T et Rogers à l’époque, ceux qui s’adapteront tôt pourraient bien en sortir gagnants.

What the iPhone Teaches Us About the Future of Energy

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/what-iphone-teaches-us-future-energy-benoit-marcoux-fhiof/?lipi=urn%3Ali%3Apage%3Ad_flagship3_pulse_read%3BjOZ%2FEZqyRFmjrsYUey0rUA%3D%3D)

From monopoly to mobility: the iPhone lesson

In 2007, the iPhone was more than just a new phone. It upended the established telecommunications model. At the time, mobile carriers controlled nearly everything: approved devices, enabled features, and available services. Phones were locked down, restricted, aligned with the carriers’ vision.

Traditional cellphone manufacturers, comfortably entrenched in a stable arrangement with carriers, were also caught off guard by the iPhone’s arrival. Their business model relied on standardized devices built to carrier specs, not particularly innovative, but sold at scale. Software innovation wasn’t a priority as long as the volumes were there.

The iPhone broke that equilibrium. Unable to pivot quickly to software-centric platforms, several giants like Nokia, BlackBerry, and Motorola saw their dominance collapse. Apple’s intuitive interface, app ecosystem, and vertical integration redefined user expectations and shifted the focus to customer experience. Google followed up with Android, pursuing a more open approach but still centred on user empowerment.

The App Store solidified this revolution. By opening a platform to third-party developers, Apple triggered an explosion of innovation. Apps became the cornerstone of the digital experience. Carriers, once the gatekeepers of mobile services, were relegated to simple connectivity providers. Value shifted decisively toward software platforms and services.

The stakes are similar for automakers today. Restricting usage, keeping tight control over the user experience, or limiting interactions with energy systems ignore a shift already underway. Those who empower users to become active participants in a fluid, customizable energy ecosystem will gain a decisive edge.

V2G: returning power to the users

Today, an iPhone moment is brewing in the energy sector.

Electric vehicles are batteries on wheels. With V2G (Vehicle-to-Grid), they can do more than consume — they can store, redistribute, and balance energy. The user becomes an actor in the grid: producer, manager, and partner.

But this will only happen if automakers allow it — which is far from the norm. A few pilot projects exist. In Australia, the Nissan Leaf has been trialled in initiatives like REVS, but adoption remains marginal due to regulatory complexity, utility requirements, and manufacturer caution. Other examples — Renault with Mobilize and The Mobility House in France, GM with PG&E in California — are based on closed configurations, limited to bilateral agreements between one automaker and one utility.

This mirrors the mobile world before the iPhone: devices designed for closed systems (especially in North America), locked down by commercial agreements, and rarely interoperable. As long as this logic persists, large-scale innovation — open, interoperable, user-driven — cannot emerge. Automakers risk the same fate as the fallen telecom equipment giants. They may well be today’s BlackBerrys.

Electric utilities, long accustomed to central control, must also evolve. Faced with distributed, mobile, and autonomous resources, they will have to rethink their role. Like telecom operators before them, they must move from control to orchestration.

A New Energy Era

This new energy system cannot rely solely on the single-family home model — one house with an EV, solar panels, and perhaps a home battery. It must also work in denser urban settings: multi-unit buildings, office towers and shared parking lots. V2G will need to adapt to these environments through shared, intelligent, and integrated energy management solutions.

Just as the iPhone launched a wave of innovation — apps, new business models, mobile payments — it also transformed an entire industry. Some handset makers disappeared, unable to keep up. Meanwhile, telecom boomed: data usage soared, services diversified, new players emerged.

V2G could trigger a similarly profound shift in the energy sector. And unlike many programs dictated by utilities or supported by public subsidies, this transformation could be driven — and paid for — by the consumers themselves, just as it was with the iPhone. It is user adoption that could accelerate this revolution.

For automakers, this means rethinking the vehicle as an energy platform. V2G customers will often have solar panels and want to maximize self-consumption, which requires seamless integration between car, home, and grid. That demands advanced software, open partnerships, and optimized battery management. Those who deliver a smooth, secure, cost-effective experience will gain the upper hand. The first carmakers to implement V2G meaningfully will secure a strategic lead and set the standards for others.

For utilities, the challenge is just as strategic. They will need to manage millions of mobile energy assets they do not own. That calls for orchestration tools, dynamic pricing models, and the ability to interact with third-party platforms. V2G will accelerate the shift toward a more decentralized, flexible, and intelligent grid.

Traditional players will need to rethink their models. New, more agile entrants will emerge — in tech, home energy services, and distributed energy management.

As the App Store did for mobile, V2G could pave the way for open energy platforms. Third parties could offer new services: smart charging, shared storage, home automation, battery aggregation. The user — once a passive electricity consumer — would become the focal point of a dynamic, personalized, and decentralized ecosystem.

The challenges are real — technical, regulatory, cultural — but the shift has begun. And just like AT&T and Rogers in the early iPhone days, those who adapt early may be the ones who win.

Autocracy Inc. — quand les démocraties se comportent mal

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.

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/autocracy-inc-quand-les-d%25C3%25A9mocraties-se-comportent-mal-benoit-marcoux-rajye/)

Le cœur du message de Autocracy, Inc.

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.

Autocracy Inc. — democracies behaving badly

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.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/autocracy-inc-democracies-behaving-badly-benoit-marcoux-1c1re)

The core message of Autocracy, Inc.

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.

Conduire l’avenir de la technologie V2X

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. 

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/conduire-lavenir-de-la-technologie-v2x-benoit-marcoux-fcdkc/)

L’écosystème V2X : un jeu à trois acteurs

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 :

  1. 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.
  2. Alimentation de secours – Utiliser un VÉ en cas de panne peut sauver des vies, mais l’automatiser comme un générateur traditionnel est un défi.
  3. 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 !

Driving the Future of V2X Technology

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.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/driving-future-v2x-technology-benoit-marcoux-ln1gc/)

The V2X Ecosystem: A Three-Player Game

At its core, V2X involves three key stakeholders:

  • 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:

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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!

Le réseau électrique du Canada à la croisée des chemins : réduire la dépendance aux États-Unis par des interconnexions nationales

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/le-r%25C3%25A9seau-%25C3%25A9lectrique-du-canada-%25C3%25A0-la-crois%25C3%25A9e-des-chemins-marcoux-j6ose/)

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 :

  1. 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.
  2. 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.

Canada’s Electricity Grid at a Crossroads: Reducing U.S. Dependence Through National Interconnections

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/canadas-electricity-grid-crossroads-reducing-us-through-marcoux-uxjbe/?trackingId=JInViaxuQ9q%2Fh17b1tZlLg%3D%3D)

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:

  1. 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.
  2. 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.

Innovation in Napoleonic France and Industrial Revolution Britain: Lessons for Canada and Québec in Energy

What can Canada and Québec learn from history to drive energy innovation today?

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/innovation-napoleonic-france-industrial-revolution-britain-marcoux-no3ie)

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.