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Hydro-Québec : plus de dirigeants, mais pour faire quoi?

Dans le premier article, je regardais la diversité dans la direction d’Hydro Québec : la place des femmes, la diversité visible dans les organigrammes, et les limites d’une analyse fondée sur des documents publics.

Ce deuxième texte porte sur un autre signal fort : la croissance du nombre de dirigeants visibles dans les organigrammes de direction générale.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/hydro-québec-plus-de-dirigeants-mais-pour-faire-quoi-benoit-marcoux-2xwic/)

Depuis 2005, le nombre de personnes au niveau directeur et plus est passé d’environ 120-130 à un peu plus de 200. C’est une hausse de plus de 50 %, essentiellement depuis 2015.

Le graphique montre bien le contraste entre les deux dynamiques. L’effectif total baisse légèrement jusqu’au milieu des années 2010, puis remonte fortement. Le nombre de personnes visibles dans la direction générale, lui, reste assez stable jusqu’à la période Martel, puis augmente nettement à partir de la fin des années 2010.

Pris seul, le nombre de personnes dans la direction générale peut facilement mener à une conclusion trop rapide : Hydro-Québec serait simplement devenue plus lourde.

C’est possible en partie. Mais l’histoire est plus intéressante que ça.

La hausse du nombre de dirigeants n’est ni régulière dans le temps ni répartie également entre les fonctions. Elle accompagne aussi un changement plus profond de logique organisationnelle.

La lecture la plus simple est probablement celle-ci. Avec Thierry Vandal, Hydro-Québec cherche surtout à simplifier. Avec Éric Martel, elle cherche à croître. Avec Sophie Brochu , elle cherche à intégrer. Sous Michael Sabia et Claudine Bouchard, ASC, elle cherche surtout à livrer.

Comment j’ai compté

J’ai regardé 27 organigrammes de direction générale d’Hydro-Québec de 2005 (au début de la présidence de Thierry Vandal) jusqu’à 2026.

Concrètement, ces organigrammes correspondent au niveau 3 de direction d’Hydro-Québec et aux niveaux supérieurs : directeurs et directrices, directeurs principaux et directrices principales, vice-présidents et vice-présidentes, ainsi que les autres postes visibles dans les organigrammes.

Ce choix a une limite importante : il ne capture pas toute la structure de gestion d’Hydro-Québec. Sous ces niveaux, on retrouve aussi des chefs de niveaux 4 et 5, ainsi que, dans certains cas, des chefs d’équipe, des coordonnateurs ou d’autres rôles d’encadrement. L’analyse ne porte donc pas sur l’ensemble des gestionnaires de l’entreprise.

Elle reste toutefois pertinente, parce qu’à Hydro-Québec, les décisions importantes se prennent généralement au niveau directeur et aux niveaux supérieurs. C’est là que se trouvent les grands arbitrages, les priorités organisationnelles et les postes les plus visibles dans la structure de pouvoir.

J’ai exclu les postes vacants. Les personnes qui apparaissaient plus d’une fois ont été comptées une seule fois. Pour les postes par intérim, j’ai conservé la personne, mais je l’ai assignée au niveau le plus élevé où elle apparaissait. Pour comparer avec l’effectif total, j’ai utilisé les rapports annuels d’Hydro-Québec.

Les phases de transformation

La lecture par phases est plus éclairante qu’une simple courbe ascendante.

La croissance du nombre de dirigeants ne commence pas vraiment en 2005. Elle se concentre surtout à partir de Martel, après 2015, puis se transforme sous Brochu avec « Une Hydro », avant de se prolonger sous Sabia et maintenant Bouchard dans un contexte d’exécution accélérée.

Vandal : simplifier

Sous Thierry Vandal, de 2005 jusqu’à l’arrivée d’Éric Martel, le nombre de personnes visibles au niveau directeur et plus reste globalement stable.

Ce n’est pas une période de croissance marquée. Hydro-Québec semble plutôt suivre une logique de simplification, de rationalisation et de contrôle des coûts.

La structure repose alors sur une séparation fonctionnelle. En termes simples, les grands métiers restent dans leurs propres colonnes : la production d’un côté, le réseau de transport de l’autre, puis le réseau de distribution et la vente au détail à la clientèle dans un même ensemble. C’est une organisation traditionnelle, lisible, assez cloisonnée, où chaque grand métier garde sa chaîne de commandement.

On le voit aussi dans certains choix plus précis qui s’expriment dans l’organigramme, comme la fusion ou la rationalisation des fonctions de télécommunications. On le voit encore dans des projets comme les compteurs intelligents, qui réduisent les coûts récurrents liés à la relève manuelle des compteurs.

Autrement dit, cette période n’ajoute pas vraiment de nouvelles familles de fonctions dans l’organigramme. Elle cherche surtout à regrouper, simplifier et faire mieux avec une structure relativement stable. Cette logique de séparation fonctionnelle se prolonge d’ailleurs sous Martel, avant d’être largement démantelée sous Brochu avec « Une Hydro ».

Martel : croître

Éric Martel arrive du privé avec des priorités plus nettes : le service à la clientèle, la croissance des activités et la productivité.

L’objectif affiché est ambitieux : poser les bases pour doubler les revenus en quinze ans.

La structure de séparation fonctionnelle reste en place, mais on ajoute autour d’elle dans l’organigramme des fonctions de stratégie, de développement et de transformation.

C’est aussi dans cette période qu’on voit mieux apparaître certaines capacités nouvelles : une présence publique plus directe, Hilo comme nouvelle série de fonctions en aval du compteur, et une approche plus stratégique de l’approvisionnement de matériel.

Autrement dit, Martel n’ajoute pas seulement des postes. Il ajoute surtout des fonctions de croissance, de relation client, de développement et de productivité.

Brochu : intégrer

Avec Sophie Brochu, l’accent change.

On abandonne le récit centré sur la croissance des revenus. Le point central devient l’intégration. « Une Hydro » vise à réduire les silos et à mieux coordonner les grands métiers de l’entreprise. C’est donc le moment où la séparation fonctionnelle traditionnelle entre les grands métiers est démantelée au sommet de l’organigramme.

L’idée n’est plus d’abord de vendre plus. C’est de mieux utiliser l’électricité disponible, de renforcer l’efficacité énergétique et la gestion de la demande, et de faire de meilleurs arbitrages au meilleur coût collectif.

Dans les organigrammes, cette logique se voit par la montée des fonctions transversales. Les postes liés à la stratégie, à la planification, au développement, à la clientèle, au numérique, à la gouvernance, aux risques, à la performance, à l’approvisionnement et à l’innovation passent d’environ 40 avant « Une Hydro » à plus de 60 dans les organigrammes récents. On voit donc davantage de fonctions qui ne correspondent pas à un métier électrique traditionnel, mais qui traversent plusieurs métiers.

C’est cohérent avec l’esprit d’« Une Hydro », mais cela augmente la distance organisationnelle entre les composantes d’un même métier.

Sabia, puis Bouchard : livrer

Sous Michael Sabia, puis maintenant Claudine Bouchard, la priorité semble moins être de redessiner l’organisation que fixer des objectifs transformateurs et d’exécuter. Le comptage des fonctions visibles dans les organigrammes suggère donc que la période Sabia-Bouchard consolide la structure déjà plus intégrée sous Brochu, en l’orientant davantage vers l’exécution : projets, opérations, maintenance, fiabilité, approvisionnement et coordination du déploiement.

Le contexte est celui de la croissance de la demande, des raccordements, de la fiabilité, des approvisionnements, de la modernisation du réseau et du Plan d’action 2035.

Le Plan d’action 2035 joue ici un rôle important. Il donne une cible, un rythme et une pression d’exécution beaucoup plus forts. L’organisation doit désormais raccorder plus, construire plus, acheter plus, coordonner davantage et livrer dans des délais plus serrés.

On voit aussi réapparaître plus bas dans l’organigramme les grandes fonctions classiques, production, transport et distribution, alors que la fonction de clientèle reste nettement séparée.

Cela suggère une limite possible du modèle « Une Hydro ». À force d’intégrer au sommet, on doit recréer plus bas certaines distinctions fonctionnelles que l’on voulait dépasser.

Le comptage des fonctions visibles dans les organigrammes suggère donc que la période Sabia-Bouchard consolide plutôt une structure déjà plus intégrée sous Brochu, en l’orientant davantage vers l’exécution : projets, opérations, maintenance, fiabilité, approvisionnement et coordination du déploiement.

Une prudence nécessaire : possible inflation des titres

Il faut toutefois ajouter une nuance importante.

Une partie de la hausse du nombre de dirigeants peut refléter de nouvelles fonctions ou des missions élargies. Mais une autre partie peut aussi venir d’une inflation des titres ou d’un déplacement de certains postes vers le haut de l’organigramme.

Autrement dit, une augmentation du nombre de directeurs et plus ne signifie pas automatiquement qu’Hydro-Québec s’est dotée d’autant de nouvelles couches réelles de pouvoir ou de coordination. Dans certains cas, ce peut être le même travail, mais avec un niveau hiérarchique rehaussé ou une structure plus étoffée autour d’une fonction qui existait déjà.

L’exemple de la direction des mouvements d’énergie (l’opérateur du système de transport) illustre bien ce point. Initialement une direction (niveau 3), c’est devenu en 2015 une direction principale (niveau 2), avec ses propres directeurs. Dans un tel cas, le nombre de postes visibles dans l’organigramme augmente, même si cela ne correspond pas nécessairement à l’apparition d’une mission entièrement nouvelle.

Cette nuance ne renverse pas l’analyse. Elle la rend plus solide.

Oui, l’organigramme grandit. Oui, de nouvelles fonctions apparaissent ou prennent plus de place. Mais il faut garder en tête qu’une partie de la croissance observée peut aussi venir d’un rehaussement de statut, d’un découpage plus fin ou d’une formalisation plus poussée de fonctions déjà présentes.

C’est une autre raison pour laquelle le bon sujet n’est pas seulement le nombre brut de dirigeants. Le vrai sujet est de savoir ce que l’organisation a voulu rendre plus visible, plus autonome, plus structuré ou plus stratégique.

Le bon indicateur n’est pas seulement le nombre

Il serait trop facile de dire : plus de dirigeants, donc plus de bureaucratie.

Ce n’est pas nécessairement faux, mais c’est incomplet.

Une partie de la croissance de la direction générale peut être justifiée. Hydro-Québec gère aujourd’hui un système plus complexe qu’il y a vingt ans. La croissance de la demande est de retour. Les chaînes d’approvisionnement sont plus fragiles. Les enjeux d’acceptabilité sont plus lourds. Les clients industriels demandent plus d’électricité. Les projets doivent se faire plus vite. Le numérique et la cybersécurité deviennent critiques.

Dans ce contexte, ajouter des capacités en stratégie, approvisionnement, numérique, clientèle, acceptabilité ou gouvernance peut être une bonne chose.

Mais il y a un test.

Est-ce que cette structure aide à décider plus vite, mieux prioriser, mieux exécuter et livrer les projets?

Ou est-ce qu’elle multiplie les comités, les dépendances, les zones grises et les passages obligés?

C’est là que le nombre de dirigeants devient intéressant. Pas comme critique automatique, mais comme symptôme organisationnel.

Ce que les organigrammes suggèrent

Les organigrammes ne permettent pas de mesurer la performance. Ils ne disent pas si les projets avancent plus vite, si les décisions sont meilleures ou si les coûts sont mieux contrôlés.

Mais ils montrent une transformation.

Avec Vandal, Hydro-Québec simplifie.
Avec Martel, elle ajoute des fonctions de croissance.
Avec Brochu, elle ajoute des fonctions d’intégration.
Sous Sabia et Bouchard, elle renforce des fonctions de pilotage et d’exécution.

C’est probablement la lecture la plus simple et la plus utile.

Le vrai enjeu : capacité d’exécution

Hydro-Québec entre dans une période où l’exécution comptera plus que la stratégie.

Il ne suffira pas d’avoir de bonnes orientations. Il faudra raccorder plus vite, construire plus vite, acheter mieux, standardiser davantage, maintenir la fiabilité, gérer les pointes, intégrer de nouvelles ressources, travailler avec les communautés et l’industrie, moderniser les réseaux et garder le contrôle des coûts.

Dans ce contexte, la structure de direction doit être jugée sur sa capacité à livrer.

Une organisation plus étoffée peut être plus compétente, plus robuste et mieux équipée pour gérer la complexité.

Elle peut aussi devenir plus lente si les responsabilités sont mal définies.

C’est probablement la vraie question derrière l’évolution des organigrammes : Hydro-Québec a-t-elle ajouté les bonnes capacités, aux bons endroits, avec assez de clarté pour livrer la transition énergétique?

Conclusion

L’organigramme ne montre pas seulement une entreprise qui grossit.

Il montre une entreprise qui change de logique : elle simplifie, puis cherche à croître, puis tente d’intégrer, puis doit livrer.

La période initiale est plutôt marquée par la stabilité, la simplification et le contrôle des coûts. Les ajouts à la direction générale viennent ensuite avec une logique de croissance, puis avec une logique d’intégration, avant de se déplacer vers une logique plus dure d’exécution.

Ce n’est pas forcément une mauvaise chose. Plusieurs des fonctions ajoutées ou renforcées sont devenues essentielles.

Mais la vraie question n’est pas seulement de savoir s’il y a plus de dirigeants.

La vraie question est de savoir si cette densification améliore l’exécution, ou si elle ajoute de la distance organisationnelle au moment même où Hydro-Québec doit accélérer.

C’est probablement là que se jouera une partie importante de la réussite du Plan d’action 2035.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/hydro-quebec-plus-de-dirigeants-mais-pour-faire-quoi/

From subscriber to partner: a silent shift in the electricity industry

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For a long time, the relationship between an electric utility and the people it serves was taken for granted. The utility produced and delivered. The user received the service, paid the bill and, when needed, reported an outage.

That model has not disappeared. But it is no longer enough.

The industry is moving from a world of subscribers to a world of customers, and then to a world in which a growing share of users become partners, when their interests overlap with those of the electric utility. This shift is not just a matter of vocabulary. It changes the nature of the relationship, expectations toward utilities and, ultimately, their very role in the system.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/from-subscriber-partner-silent-shift-electricity-industry-marcoux-ls7we/)

1. The subscriber: the logic of universal service

For a long time, the electricity industry has rested on a simple model: connect, produce, deliver and maintain.

In that model, the user is first a subscriber. Passive, captive and generally satisfied, because the service meets an essential need and embodies modernity itself: light, comfort, motive power, refrigeration, and access to a more efficient daily life than the means it replaces.

Québec offers a good example with rural electrification in the 1940s and 1950s, somewhat later than in Ontario. When electricity arrives, the relationship with the utility is limited to the essentials: connection, billing and outage reporting. These interactions are rare, often friction-filled, but secondary compared with the value of the service.

The weight of that legacy is still visible in the language itself. In its latest French-language annual report, Hydro Québec still uses the term “abonnements” (meaning “subscriptions” in English) to describe the number of accounts it serves. The word is a reminder that the institution’s basic logic remains that of a universal service provided to a mass of connected users.

This challenge of relationships is not entirely new. As early as 1971, Hydro-Québec acknowledged, through its French-language advertising campaign, “We are 12,012 [employees], we need to talk to one another” (“On est 12?012, il faut se parler”) that a large technical organization does not run on infrastructure and procedures alone, but also on communication and belonging. The difference today is that this need for dialogue now extends far beyond the organization itself. It also concerns the relationship with electricity users.

2. The customer: rising expectations

Over time, electricity stops being perceived as a privilege. It becomes normal. And as soon as a service becomes normal, it becomes a comparable commodity.

The user then becomes a customer. They compare their experience not only with that of customers of another distributor in a neighbouring city or province, but also with natural gas, telecoms and digital platforms.

As dependence on electricity becomes more critical, expectations rise. That is true for households, but also for commerce and industry, where a growing share of processes and equipment is becoming electrified.

3. The partner: when the user starts to act

The arrival of distributed energy resources changes the relationship.

With solar, batteries, smart thermostats, controlled water heaters, smart charging and, eventually, more active integration of electric vehicles, the user no longer only consumes. They begin to act on the system.

In practical terms, they can modulate demand, shift consumption, store energy, contribute to peak management and increase their own resilience while helping the grid.

In Québec, this transition is no longer theoretical. During the winter of 2025–2026, there were about 115,000 Hilo customers. That remains modest relative to the total residential base, but it is no longer an anecdotal experiment.

4. The central point: the utility does not decide

It is not the electric utility that decides whether a person is a subscriber, a customer or a partner. The person decides that for themselves.

Someone who pays the bill and almost never interacts remains a subscriber. Someone who demands service quality becomes a customer. Someone who wants to understand, control, optimize and participate can become a partner, provided there is real value in it for both them and the utility.

The shift in the model therefore comes first from uses, expectations and available technologies, not from institutional language.

5. The real discomfort: partners treated as controlled assets

This is where the most interesting tension appears.

In Québec, Hydro-Québec is taking a greater interest in distributed resources. But it still often approaches them as if they were primarily an extension of the grid it controls, rather than the expression of a genuine partnership with actors who also want greater autonomy.

From the perspective of the electricity grid, that approach is understandable. But from the user’s perspective, it is not enough. A partner does not only want to be useful to the grid. They also want choice, control, information and a better understanding of their own contribution.

But even that is not enough. A real partnership cannot rest only on a subsidy or a well-intentioned program. It requires a complete value proposition for the user: a clear use case, a simple path, an affordable cost, rapid implementation and performance reliable enough to justify the effort.

It also requires an execution ecosystem. A household or a business does not become a partner by decree. There must be accessible products, competent installers, integrators, stable rules, reasonable timelines, clear access to information and an experience smooth enough for adoption to reach the desired scale.

That ecosystem is not limited to the relationship between Hydro-Québec and the user. It also runs through the local electrician, the installer, the integrator and, more broadly, the training of skilled trades. The smoothness of the journey also depends on a real industrial and professional capacity on the ground.

Otherwise, even good ideas remain modest programs rather than true levers of transformation.

6. No partnership without information

From the moment customers invest in energy assets or provide services to the system, they want to see what is happening. They want data, dashboards, interfaces and open standards.

Initiatives such as Green Button Alliance, now well established in Ontario, move in that direction. On another scale, more specialized monitoring tools, such as vadiMAP in certain Hydro-Québec contexts, also show that a dashboard can become a concrete part of the partnership, not only to inform, but also to monitor performance and support the continued availability of certain financial incentives. Without simple access to data, interoperability and a minimum of transparency, the partnership remains incomplete.

A recent example illustrates this well. Hydro-Québec temporarily interrupted its online outage information service for an update while, following strong winds, several thousand users were without electricity. There was therefore no online information available on service restoration. At the system level, several thousand customers without power may seem minor. But for each affected user, the outage is total. In that context, information is not an ancillary service. It is part of the service itself.

7. The electric vehicle is already changing the relationship

The electric vehicle makes electricity more visible, more critical and more directly compared with other service experiences. For many households, it is also the first major investment that turns a simple user into an energy manager, whether through charging behaviour or through the broader way it changes daily energy use. In that sense, it often becomes the first real gateway to partner status.

Yet some Canadian utilities operate some of the best charging networks in the country, such as Québec’s Circuit électrique or BC Hydro, while still maintaining a fragmented relationship with the user of the traditional electricity service.

That separation is a missed opportunity. Precisely because it connects mobility, charging, pricing, flexibility and, eventually, storage, the electric vehicle could become one of the main entry points into a partnership relationship with the electricity system.

8. Why Québec is revealing

Québec is a particularly interesting case: a large integrated electric utility, largely decarbonized generation, strong electrification of end uses, a historic lead in EV adoption, and a growing need for winter flexibility.

On distributed solar, Hydro-Québec took an important step in spring 2026 by announcing support of $1,000 per installed kW, covering up to 40% of eligible costs. Here again, the user is no longer simply a captive consumer. They have become a potential investor in the electricity ecosystem. But subsidies are not enough.

9. What will have to change

The shift from subscriber to partner is difficult for cultural and structural reasons. Electric utilities were designed to manage heavy infrastructure, centralized grids, uniform standards and very large volumes of accounts. They are much less naturally equipped for frequent interactions, distributed trade-offs and customers who own energy assets.

Moving from subscriber to customer requires a service culture. Moving from customer to partner requires more: a culture of co-creating value with the user, but also the ability to orchestrate an ecosystem of products, installers, integrators, data and rules.

Utilities will therefore need to connect worlds that are still too separate today: billing, outages, EV charging, dynamic pricing, behind-the-meter generation, storage and consumption data, and relationships with citizens and industries.

Conclusion

The electricity industry is not only changing technologies. It is changing its relationship with the people it serves.

For a long time, utilities had subscribers. Then they learned, often imperfectly, to speak of customers. The next stage is more demanding: they will have to learn to work with partners.

The real issue is not whether utilities want partners.

The real issue is that they already have them, but still often continue to treat them as upgraded subscribers.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/from-subscriber-to-partner-a-silent-shift-in-the-electricity-industry/

De l’abonné au partenaire : une mutation silencieuse de l’industrie électrique

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Pendant longtemps, la relation entre une compagnie d’électricité et ceux qu’elle dessert allait de soi. La compagnie produisait et livrait. L’usager recevait le service, payait sa facture et, au besoin, signalait une panne.

Ce modèle n’a pas disparu. Mais il ne suffit plus.

L’industrie est en train de passer d’un monde d’abonnés à un monde de clients, puis à un monde où une partie croissante des usagers deviennent des partenaires, lorsque leurs intérêts recoupent ceux de la compagnie d’électricité. Ce déplacement n’est pas qu’une question de vocabulaire. Il change la nature de la relation, les attentes envers les compagnies d’électricité et, à terme, leur rôle même dans le système.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/de-labonné-au-partenaire-une-mutation-silencieuse-benoit-marcoux-u3zme/)

1. L’abonné : la logique du service universel

L’industrie électrique a longtemps reposé sur un modèle simple : raccorder, produire, livrer et entretenir.

Dans ce modèle, l’usager est d’abord un abonné. Il est passif, captif et généralement satisfait, parce que le service répond à un besoin essentiel et incarne la modernité elle-même : lumière, confort, puissance motrice, réfrigération, et accès à une vie quotidienne plus efficace que celle des moyens qu’il remplace.

Le Québec en offre un bon exemple avec l’électrification rurale des années 1940 et 1950, un peu plus tardive qu’en Ontario. Quand l’électricité arrive, la relation avec la compagnie est limitée à l’essentiel : branchement, facturation, signalement des pannes. Ce sont des interactions rares, souvent avec des frictions, mais secondaires par rapport à la valeur du service.

Le poids de cet héritage reste visible jusque dans le langage. Dans son dernier rapport annuel, Hydro Québec parle encore d’«?abonnements?» pour décrire le nombre de comptes qu’elle dessert. Le mot rappelle que la logique institutionnelle de base demeure celle d’un service universel fourni à une masse d’usagers raccordés.

Ce défi de relation n’est d’ailleurs pas entièrement nouveau. Dès 1971, Hydro-Québec reconnaissait, avec sa campagne de publicité «?On est 12?012 [employés], il faut se parler?», qu’une grande organisation technique ne fonctionne pas seulement par infrastructures et procédures, mais aussi par communication et appartenance. La différence est qu’aujourd’hui, ce besoin de dialogue déborde largement : il touche aussi la relation avec les usagers.

2. Le client : la montée des attentes

Avec le temps, l’électricité cesse d’être perçue comme un privilège. Elle devient normale. Et dès qu’un service devient normal, il devient une marchandise comparable.

L’usager devient alors un client. Il compare son expérience non seulement à celle de clients d’un autre distributeur dans une ville ou une province voisine, mais aussi au gaz naturel, aux télécoms ou aux plateformes numériques.

À mesure que la dépendance à l’électricité devient plus critique, les attentes montent. C’est vrai pour les ménages, mais aussi pour le commerce et l’industrie, dont une part croissante des procédés et des équipements s’électrifie.

3. Le partenaire : quand l’usager commence à agir

L’arrivée des ressources énergétiques distribuées change la relation.

Avec le solaire, les batteries, les thermostats intelligents, les chauffe-eau pilotés, la recharge intelligente et, à terme, une intégration plus active des véhicules électriques, l’usager ne consomme plus seulement. Il commence à agir sur le système.

Concrètement, il peut moduler sa demande, déplacer sa consommation, stocker de l’énergie, contribuer à la gestion de la pointe et accroître sa propre résilience tout en aidant le réseau.

Au Québec, cette transition n’est plus théorique. Durant l’hiver 2025-2026, on peut dire simplement qu’il y avait environ 115?000 clients Hilo. Cela reste modeste à l’échelle du parc résidentiel total, mais ce n’est plus une expérimentation anecdotique.

4. Le point central : ce n’est pas la compagnie qui décide

Ce n’est pas la compagnie d’électricité qui décide si une personne est un abonné, un client ou un partenaire. C’est la personne elle-même.

Celui qui paie sa facture et n’interagit presque jamais reste un abonné. Celui qui exige de la qualité de service devient un client. Celui qui veut comprendre, piloter, optimiser et participer peut devenir un partenaire, à condition qu’il y ait un intérêt réel pour lui comme pour la compagnie d’électricité.

Le déplacement du modèle vient donc d’abord des usages, des attentes et des technologies disponibles, non du discours institutionnel.

5. Le vrai malaise : des partenaires traités comme des actifs contrôlés

C’est ici qu’apparaît la tension la plus intéressante.

Au Québec, Hydro-Québec s’intéresse de plus en plus aux ressources décentralisées. Mais elle les aborde encore souvent comme si elles étaient d’abord une extension du réseau qu’elle pilote, et non l’expression d’un partenariat réel avec des acteurs qui veulent aussi plus d’autonomie.

Vu du réseau électrique, cette approche se comprend. Mais vu de l’usager, ce n’est pas suffisant. Le partenaire ne veut pas seulement être utile au réseau. Il veut aussi du choix, du contrôle, de l’information et une meilleure compréhension de sa propre contribution.

Mais cela ne suffit pas encore. Un partenariat réel ne repose pas seulement sur une subvention ou sur un programme bien intentionné. Il repose sur une proposition de valeur complète pour l’usager : un cas d’usage compréhensible, un parcours simple, un coût abordable, une mise en œuvre rapide et une performance suffisamment fiable pour justifier l’effort.

Il faut aussi un écosystème de réalisation. Un ménage ou une entreprise ne devient pas partenaire par décret. Il faut des produits accessibles, des installateurs compétents, des intégrateurs, des règles stables, des délais raisonnables, un accès clair à l’information, et une expérience suffisamment fluide pour que l’adoption atteigne l’échelle recherchée.

Cet écosystème ne se limite pas à la relation entre Hydro-Québec et l’usager. Il passe aussi par l’électricien du coin, par l’installateur, par l’intégrateur et, plus largement, par la formation des métiers spécialisés. La fluidité du parcours dépend donc aussi d’une capacité industrielle et professionnelle de terrain.

Sinon, même de bonnes idées restent des programmes modestes plutôt que de véritables leviers de transformation.

6. Pas de partenariat sans information

À partir du moment où les clients investissent dans des actifs énergétiques ou rendent des services au système, ils veulent voir ce qui se passe. Ils veulent des données, des tableaux de bord, des interfaces et des standards ouverts.

Des initiatives comme Green Button Alliance, très présente en Ontario, vont dans ce sens. À une autre échelle, des outils de suivi plus spécialisés, comme vadiMAP dans certains contextes chez Hydro-Québec, montrent aussi qu’un tableau de bord peut devenir une pièce concrète du partenariat, non seulement pour informer, mais aussi pour suivre la performance et soutenir le maintien de certains appuis financiers. Sans accès simple aux données, sans interopérabilité et sans transparence minimale, le partenariat reste incomplet.

Un exemple récent l’illustre bien. Hydro-Québec a interrompu temporairement son service en ligne Info-pannes pour une mise à jour alors que, à la suite de vents forts, quelques milliers d’usagers étaient privés d’électricité. Il n’y avait donc plus d’information disponible en ligne sur le rétablissement du service. À l’échelle du système, quelques milliers de clients en panne peuvent sembler peu de chose. Mais pour chacun des usagers touchés, la panne est totale. Dans ce contexte, l’information ne relève pas d’un service accessoire. Elle fait partie du service lui-même.

7. Le véhicule électrique change déjà la relation

Le véhicule électrique rend l’électricité plus visible, plus critique et plus comparée à d’autres expériences de service. Pour beaucoup de ménages, c’est aussi le premier investissement important qui transforme un simple usager en gestionnaire d’énergie, que ce soit à la recharge du véhicule ou en le conduisant. En ce sens, il devient souvent la première vraie porte d’entrée vers le statut de partenaire.

Or, certaines compagnies d’électricité canadiennes exploitent des réseaux de recharge parmi les meilleurs au pays, comme le Circuit électrique ou BC Hydro , tout en maintenant une relation encore fragmentée avec l’usager du service électrique traditionnel.

Cette séparation est une occasion manquée. Justement parce qu’il relie mobilité, recharge, tarification, flexibilité et, à terme, stockage, le véhicule électrique pourrait devenir l’un des principaux points d’entrée vers une relation de partenariat avec le système électrique.

8. Pourquoi le Québec est révélateur

Le Québec est un cas particulièrement intéressant : une grande compagnie d’électricité intégrée, production largement décarbonée, forte électrification des usages, avance historique dans l’adoption des véhicules électriques, et besoin croissant de flexibilité hivernale.

Sur l’autoproduction, Hydro-Québec a franchi un pas important au printemps 2026 en annonçant une aide de 1?000 $ par kilowatt installé, couvrant jusqu’à 40 % des coûts admissibles. Là encore, l’usager n’est plus simplement un consommateur captif. Il devient un investisseur potentiel dans l’écosystème électrique. Mais les subventions ne suffisent pas.

9. Ce qui devra changer

Le passage de l’abonné au partenaire est difficile pour des raisons culturelles et structurelles. Les compagnies d’électricité ont été conçues pour gérer des infrastructures lourdes, des réseaux centralisés, des normes uniformes et de très grands volumes de comptes. Elles sont beaucoup moins naturellement outillées pour des interactions fréquentes, des arbitrages distribués et des clients équipés d’actifs.

Passer de l’abonné au client exige une culture de service. Passer du client au partenaire exige davantage : une culture de cocréation de valeur avec l’usager, mais aussi une capacité d’orchestration d’un écosystème de produits, d’installateurs, d’intégrateurs, de données et de règles.

Il faudra donc mieux relier entre eux les univers aujourd’hui séparés : facturation, pannes, recharge de véhicules électriques, tarification dynamique, autoproduction, stockage, données de consommation, et relations avec le milieu et l’industrie.

Conclusion

L’industrie électrique ne change pas seulement de technologies. Elle change de relation avec ceux qu’elle dessert.

Pendant longtemps, les compagnies ont eu des abonnés. Ensuite, elles ont appris, souvent imparfaitement, à parler de clients. La prochaine étape est plus exigeante : elles devront apprendre à travailler avec des partenaires.

Le vrai enjeu n’est pas de savoir si les compagnies d’électricité veulent des partenaires.

Le vrai enjeu est qu’elles en ont déjà, mais qu’elles continuent souvent à les traiter comme des abonnés améliorés.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/de-labonne-au-partenaire-une-mutation-silencieuse-de-lindustrie-electrique/

Planning During the Energy Transition

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Throughout my career, first as an engineer and later as a strategy consultant, I have worked with organizations facing major transitions. The liberalization of telecommunications, the shift from analogue to digital, and the emergence of the internet and mobile technologies fundamentally redefined business models that had once seemed stable.

Today, the energy sector is undergoing a transformation of a comparable magnitude.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/planning-during-energy-transition-benoit-marcoux-thshe/)

Traditional strategic planning rests on an implicit assumption: predictability. Past trends serve as a guide. Models converge toward a central scenario. Sensitivity analyses test variations around known variables.

This logic works reasonably well in environments that evolve slowly.

During an industrial transition, it becomes misleading.

The energy transition combines rapid technological evolution, deep regulatory change, persistent geopolitical instability, the physical impacts of climate change, and potential disruptions capable of reshaping value chains. Investment decisions are capital-intensive, time horizons are long, and mistakes can be costly.

In this context, the strategic question is no longer “What is the most probable scenario?” but rather, “How do we execute a plan capable of absorbing major bifurcations without losing coherence?”

Here is the overall logic I propose.

The diagram condenses the approach: an initial diagnosis, possible events, plausible bifurcations, cones of uncertainty, and actions that influence probability and impact. It helps visualize the shift from a static snapshot to a set of possible trajectories, each surrounded by a zone of uncertainty and shaped by concrete decisions.

1. Start with a structured diagnosis

For simplicity, let us use the SWOT analysis framework (Strengths, Weaknesses, Opportunities, Threats).

Strengths are current internal elements that provide a recognized comparative advantage.

Weaknesses are internal elements that limit performance but can be corrected.

Opportunities are realistic avenues for progress built on an existing functional base. They can be developed or captured.

Threats are external or systemic developments that may cause harm. They cannot be directly controlled, but the response can be managed.

The SWOT analysis provides a structured snapshot. It distinguishes the internal from the external, what works well from what does not. But it remains static. It does not yet identify what is decisive.

In energy, this diagnosis may concern positioning within value chains, dependence on critical inputs, security of fuel supply where relevant, the robustness of generation and distribution infrastructure, technological adaptability, or financial resilience.

In periods of transition, one variable becomes central: adaptive capacity. Strength can turn into rigidity if it locks the organization into an outdated model. A weakness can be corrected if identified early and addressed with discipline.

2. Project forward: what could happen?

The next step is to translate opportunities and threats into concrete events that could materialize.

We move from snapshot to anticipation.

Each event is assessed along two simple dimensions:

Its probability.
Its impact.

This logic applies symmetrically to adverse and favourable developments.

A threat becomes an evaluated risk. An opportunity becomes a strategic possibility analyzed with equal rigour.

The objective is not to produce an elegant matrix. It is to identify the events capable of genuinely altering the trajectory.

An event with a low probability but high impact may be structurally significant. Conversely, a frequent event with limited impact belongs to routine management.

This is where dominant variables emerge.

3. From dominant variables to strategic bifurcations

High-impact events define plausible branching points.

Scenarios are not invented to explore imagination. They correspond to bifurcations linked to structurally significant variables.

One can distinguish a central scenario and a limited number of alternative scenarios associated with the materialization of a major risk or a significant breakthrough.

Planning becomes an exercise in clarifying bifurcations, not multiplying scenarios.

4. Acting on probability and impact

Once dominant variables are identified, the strategy becomes operational.

For each risk and each opportunity, two categories of action can be distinguished.

First category: act on probability. For a risk, this may involve diversifying markets, reducing critical dependencies, or strengthening alliances. For an opportunity, it may involve investing in research and development, launching pilot projects, or forming industrial partnerships.

Second category: act on impact. For a risk, this may require increasing operational flexibility, redundancy, or absorption capacity. For an opportunity, it may mean amplifying positive effects, for example, by reserving industrial capacity or securing market access.

The strategy thus materializes as a portfolio of concrete options.

An option is an activity undertaken today to influence the probability or impact of an event tomorrow, while preserving the freedom to decide later whether to fully commit. It may involve preparatory investments, partnerships, capability building, regulatory positioning, or pilot projects.

Crucially, an option does not oblige execution. It creates the right, not the obligation, to act. Some options will expire unused. Some preparatory efforts may appear wasted in hindsight. That is not a failure of strategy; it is the price of flexibility in a period of structural uncertainty.

5. Testing robustness: the cone of possibilities

Within a given scenario, sensitivity analysis tests the robustness of decisions.

Key assumptions are varied around a defined trajectory: capital expenditure, cost of capital, energy prices, timelines.

These variations define a cone of possibilities.

A robust decision is one that remains coherent within that cone.

It must be recognized, however, that classical sensitivities operate on known variables. They do not always capture structural disruptions. This is why identifying dominant variables and plausible bifurcations upstream is critical.

One essential point deserves emphasis: this approach remains relevant even if we do not anticipate exactly which events ultimately materialize. Actions undertaken to influence probability or impact are often reusable across different situations. Diversifying markets, developing capabilities, strengthening operational flexibility, or building strategic partnerships increases resilience to a wide range of shocks. The objective is therefore not to predict the future precisely, but to prepare for the unpredictable.

6. An evolving process

Strategic planning in a period of transition is not a one-time exercise.

By repeating the analysis regularly, some bifurcations may disappear while others emerge. Cones of possibilities may narrow or widen. The hierarchy of dominant variables may shift.

We cannot predict the future in every detail, especially in an industrial transition such as the one currently reshaping the energy sector.

But we can structure uncertainty.

Experience from previous transitions has taught me this: organizations that navigate such periods successfully are not those with the best scenario. They are those that have organized their ability to pivot.

That is when planning stops being a modelling exercise and becomes an instrument of execution.

If you look at your current strategic plan, does it truly organize your ability to pivot, or does it still assume continuity?

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/planning-during-the-energy-transition/

Planifier en période de transition énergétique

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Au fil de ma carrière, d’abord comme ingénieur, puis comme consultant en stratégie, j’ai accompagné des organisations confrontées à des transitions majeures. La libéralisation des télécommunications, le passage de l’analogique au numérique, l’arrivée d’Internet et du mobile ont profondément redéfini des modèles d’affaires que l’on croyait stables.

Le secteur de l’énergie vit aujourd’hui une transformation d’ampleur comparable.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/planifier-en-période-de-transition-énergétique-benoit-marcoux-edyse/)

La planification stratégique traditionnelle repose sur une hypothèse implicite : la prévisibilité. Les tendances passées servent de guide. Les modèles convergent vers un scénario central. Les analyses de sensibilité testent des variations autour de variables connues.

Cette logique fonctionne relativement bien dans des environnements qui évoluent lentement.

Lors d’une transition industrielle, elle devient trompeuse.

La transition énergétique combine une évolution technologique rapide, des changements réglementaires profonds, une instabilité géopolitique persistante, les effets physiques des changements climatiques et des ruptures potentielles capables de redéfinir les chaînes de valeur. Les décisions d’investissement sont lourdes, les cycles sont longs et les erreurs peuvent être coûteuses.

Dans ce contexte, la question stratégique n’est plus «?quel est le scénario le plus probable???», mais plutôt «?comment exécuter un plan capable d’absorber des bifurcations majeures sans perdre sa cohérence???»

Voici la logique d’ensemble que je propose.

Le schéma condense la démarche : un diagnostic initial, des événements possibles, des bifurcations plausibles, des cônes d’incertitude et des actions qui influencent la probabilité et l’impact. Il permet de visualiser le passage d’une photographie statique à un ensemble de trajectoires possibles, chacune entourée d’une zone d’incertitude et influencée par des décisions concrètes.

1. Commencer par un diagnostic structuré

Pour simplifier, prenons le cadre FFOM (Forces, Faiblesses, Opportunités, Menaces), correspondant au SWOT en anglais.

Les forces sont des éléments internes, actuels, qui donnent un avantage comparatif reconnu.

Les faiblesses sont des éléments internes qui limitent la performance, mais qui peuvent être corrigés.

Les opportunités sont des potentiels de progrès à partir d’une base fonctionnelle. Elles peuvent être construites ou saisies.

Les menaces sont des évolutions externes ou systémiques susceptibles de nuire. On ne les contrôle pas directement, mais on peut choisir comment y réagir.

Le cadre FFOM fournit une photographie structurée. Il distingue l’interne de l’externe, ce qui est bon de ce qui l’est moins. Mais il reste statique. Il ne dit rien encore sur ce qui est déterminant.

Dans l’énergie, ce diagnostic peut concerner la position dans les chaînes de valeur, la dépendance aux intrants stratégiques, la sécurité des approvisionnements en combustibles, la robustesse des infrastructures de production et de distribution, la capacité d’adaptation technologique ou la solidité financière.

En période de transition, une variable prend une importance particulière : la capacité d’adaptation. Une force peut devenir une rigidité si elle enferme l’organisation dans un modèle dépassé. Une faiblesse peut être corrigée si elle est identifiée tôt et traitée avec discipline.

2. Se projeter vers l’avant : qu’est-ce qui pourrait arriver??

L’étape suivante consiste à transformer les opportunités et les menaces en événements concrets susceptibles de se matérialiser.

On quitte la photographie pour entrer dans l’anticipation.

Chaque événement est examiné selon deux dimensions simples :

Sa probabilité.
Son impact.

Cette logique s’applique de manière symétrique aux évolutions défavorables et favorables.

Une menace devient un risque évalué. Une opportunité devient une possibilité stratégique analysée avec la même rigueur.

L’objectif n’est pas de produire une matrice élégante. Il s’agit d’identifier les événements capables de modifier réellement la trajectoire.

Un événement à faible probabilité, mais à impact élevé, peut être structurant. À l’inverse, un événement fréquent, mais d’impact limité, relève de la gestion courante.

C’est ici que se dégagent les variables dominantes.

3. Des variables dominantes aux bifurcations stratégiques

Les événements à fort impact définissent les embranchements plausibles.

Les scénarios ne sont pas inventés pour explorer l’imaginaire. Ils correspondent aux bifurcations liées aux variables structurantes.

On peut ainsi distinguer un scénario central et un nombre limité de scénarios alternatifs associés à la matérialisation d’un risque majeur ou à une percée significative.

La planification devient un exercice de clarification des bifurcations, non de multiplication de scénarios.

4. Agir sur probabilité et impact

Une fois les variables structurantes identifiées, la stratégie devient opérationnelle.

Pour chaque risque et chaque opportunité, deux catégories d’actions peuvent être distinguées.

Première catégorie : agir sur la probabilité. Pour un risque, cela peut signifier diversifier les marchés, réduire des dépendances critiques ou renforcer des alliances. Pour une opportunité, cela peut impliquer d’investir en recherche et développement, de lancer des projets pilotes ou de nouer des partenariats.

Deuxième catégorie : agir sur l’impact. Pour un risque, on cherchera à accroître la flexibilité opérationnelle, la redondance ou la capacité d’absorption. Pour une opportunité, il s’agira d’amplifier les effets positifs, par exemple en réservant des capacités industrielles ou en sécurisant l’accès aux marchés.

La stratégie se matérialise alors dans un portefeuille d’options concrètes.

Une option est une activité engagée aujourd’hui pour influencer la probabilité ou l’impact d’un événement demain, tout en conservant la liberté de décider plus tard si l’on exerce pleinement cette option. Elle peut prendre la forme d’investissements préparatoires, de partenariats, de développement de compétences, de positionnement réglementaire ou de projets pilotes.

Une option crée un droit, non une obligation. Certaines options expireront sans être exercées. Certains efforts préparatoires pourront sembler inutiles rétrospectivement. Ce n’est pas un échec stratégique, mais le prix à payer pour préserver la flexibilité dans un contexte d’incertitude structurelle.

5. Tester la robustesse : le cône de possibilités

À l’intérieur d’un scénario donné, une analyse de sensibilité permet de tester la robustesse des décisions.

On varie des hypothèses clés autour d’une trajectoire donnée : coûts d’investissement, coût du capital, prix de l’énergie, délais.

Ces variations définissent un cône de possibilités.

Une décision robuste est celle qui reste cohérente à l’intérieur de ce cône.

Il faut toutefois reconnaître que les sensibilités classiques portent sur des variables connues. Elles ne capturent pas toujours les ruptures structurelles. D’où l’importance d’avoir identifié en amont les variables dominantes et les bifurcations plausibles.

Un point essentiel mérite d’être souligné : cette approche reste pertinente, même si l’on n’anticipe pas exactement les événements qui se matérialisent. Les actions engagées pour influencer la probabilité ou l’impact sont souvent réutilisables face à des situations différentes. Diversifier des marchés, développer des compétences, renforcer la flexibilité opérationnelle ou établir des partenariats stratégiques augmente la résilience face à une variété de chocs. L’objectif n’est donc pas de prévoir précisément l’avenir, mais de se préparer à l’imprévisible.

6. Un processus évolutif

La planification stratégique en période de transition n’est pas un exercice ponctuel.

En répétant l’analyse régulièrement, certaines bifurcations disparaissent, d’autres apparaissent. Les cônes de possibilités peuvent se resserrer ou s’élargir. La hiérarchie des variables structurantes évolue.

On ne peut pas prévoir l’avenir dans tous ses détails, surtout dans une transition industrielle comme celle que traverse aujourd’hui le secteur de l’énergie.

Mais on peut structurer l’incertitude.

L’expérience des transitions précédentes m’a appris ceci : les organisations qui traversent ces périodes avec succès ne sont pas celles qui ont le meilleur scénario. Ce sont celles qui ont organisé leur capacité à bifurquer.

C’est là que la planification cesse d’être un exercice de modélisation et devient un instrument d’exécution.

Si vous regardez votre plan stratégique actuel, organise-t-il vraiment votre capacité à pivoter, ou suppose-t-il toujours la continuité??

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/planifier-en-periode-de-transition-energetique/

From Operational Research to AGI: AI in the Electric Utility Industry

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(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/from-operational-research-agi-ai-electric-utility-industry-marcoux-tlbge/)

Artificial intelligence in utilities has been evolving through complementary techniques such as operational research (OR), machine learning (ML), and, more recently, deep learning (DL), which is the foundation for today’s generative AI (GenAI) systems, like ChatGPT. While discussions about artificial general intelligence (AGI) remain largely speculative, the tools already available are transforming how utilities plan and operate.

I coded systems in the 1980s that, by today’s definitions, would qualify as OR and ML, when OR was already well established but ML was still in its infancy. That early experience does not make me an AI expert, especially today, but it gives me perspective on how technological waves rise, fade, and return in new forms. For utilities, too, the story of AI is less about sudden disruption and more about the gradual evolution of familiar analytical methods.

Operational research has underpinned power systems for generations. Think of t-c curves in substation breakers, under-frequency load shedding (UFLS), optimal power flow, hydro scheduling, outage coordination, logistics, and resource allocation. OR remains the bedrock of transmission operations and planning.

Machine learning was built on that foundation in the 1990s and 2000s. Utilities began using ML for forecasting: load, renewables, and even prices in deregulated markets. Fault detection, predictive maintenance of transformers and cables, and anomaly detection in both physical and cyber domains are all part of this wave.

Deep learning is now emerging and blending into GenAI applications. Drones with computer vision help with vegetation management and line inspections, while natural language processing supports call centres and outage reports. DL and GenAI are also increasingly used in data engineering tasks such as ETL (extract, transform, load) and data validation during IT or OT system upgrades. Large operation manuals running thousands of pages can be loaded into LLMs to provide simplified queries for field staff, reducing the need for extensive retraining. Major technology firms are releasing toolkits designed to assist with these tasks, such as Google’s AI agents for data teams. These tools can accelerate integration but still depend on strong data governance and domain expertise.

AGI is the theoretical next step. But utilities should not chase AGI for its own sake. The practical gains come from systems tailored to grid management, customer service, and asset health, concrete problems that demand explainable and regulator-ready solutions.

Many utilities have been reluctant to adopt even proven OR or ML applications. Preventive maintenance, for example, has often been skipped in favour of run-to-failure strategies. The hesitation is not purely technical: weak data governance, inadequate telecommunications, and cultural or regulatory conservatism have all contributed to slow uptake. Paradoxically, these same approaches are sometimes embraced more readily once rebranded under the banner of AI. Yet the true test for utilities is not technological; it is organizational, requiring management, governance, and training that match the pace of innovation.

There are also risks of errors, especially with generative AI (GenAI) and large language models (LLMs). These systems, built on deep learning, can generate text, code, or answers to queries, making them powerful tools for simplifying information access. However, I use GenAI systems myself for writing, and they can speed up the first 80% of the work, but they still make mistakes. That is acceptable for drafting texts reviewed by a knowledgeable human, but not for mission-critical systems where safety and reliability are paramount.

Data Challenges

A real constraint for utilities is not algorithms but data quality and management. Transmission networks are relatively well-instrumented, but distribution networks are messy: millions of dispersed assets, fragmented records, and legacy systems. As distributed energy resources (DERs) and smart meters multiply, the volume of data explodes. Governance, interoperability, and cybersecurity must come first. Poor data quality also limits AI training and model validation, making good data management a prerequisite for credible results. DL and GenAI tools can assist with data cleaning and integration, but only if strong frameworks are in place.

Workforce and Implementation Challenges

Utilities are reliability-driven and risk-averse, understandably so. But that culture makes adopting digital tools difficult. AI projects require hybrid skills: expertise in power systems and in AI models. Workforce retraining and AI literacy are essential. Change management is often the biggest barrier. Another obstacle is the limited willingness to experiment. Unlike technology firms that dedicate teams to test and iterate new tools, most utilities hesitate to invest in projects whose outcomes are uncertain, even when the learning value is high. Some tasks can indeed be simplified without much training; LLMs answering queries from massive technical manuals are a good example, but most require deeper integration into existing practices.

Regulators will also demand transparency. If AI is used for outage prioritization or rate optimization, the decisions must be explainable. Some approaches, such as OR and many ML models, are relatively transparent in how results are derived, while deep learning and LLMs often function as “black boxes”, making it harder to justify their outputs. Explainability matters not just for model quality but also for public trust, regulatory compliance, and the ability to audit decisions that affect reliability and customer outcomes. Blind faith in vendor promises of “AI magic” will not withstand regulatory or operational scrutiny. In fact, utilities often place more trust in the real-world experiences of peer utilities than in vendor marketing. Vendors that succeed will be those who act as patient knowledge bridges, bringing lessons and insights from other utilities worldwide on how AI has been deployed effectively, not just selling technology.

New Electricity Demand

AI is not just a solution; it also drives new electricity demand. Large AI data centres now consume electricity at levels comparable to an aluminum smelter. This rising load adds pressure on already constrained grids. There are also concerns about where the data is stored: if critical data is kept in foreign countries or may be required to be provided to foreign governments, questions of sovereignty, security, and regulatory compliance arise.

The Way Forward

The next stage for utilities is not about chasing AGI. It is about becoming AI-ready organizations by focusing on:

Strengthening data governance and interoperability
Managing IT/OT projects with discipline
Building workforce skills in AI and data literacy
Prioritizing explainability and regulator-ready solutions

AI will not replace the fundamentals of electricity, such as safety, reliability, and efficiency, but it can enhance them. The challenge is less about algorithms than about how utilities manage their data, infrastructure, and people. The utilities that master data and governance today will be the ones shaping how AI transforms the grid tomorrow.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/from-operational-research-to-agi-ai-in-the-electric-utility-industry/

De la recherche opérationnelle à l’AGI : l’IA dans l’industrie électrique

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(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/de-la-recherche-op%25C3%25A9rationnelle-%25C3%25A0-lagi-lia-dans-benoit-marcoux-vowue/)

L’intelligence artificielle dans les compagnies d’électricité évolue depuis des décennies à travers des techniques complémentaires, comme la recherche opérationnelle (Operational Research, OR), l’apprentissage automatique (Machine Learning, ML) et, plus récemment, l’apprentissage profond (Deep Learning, DL), qui constitue la base des systèmes actuels d’IA générative (GenAI), tels que ChatGPT. Bien que les discussions sur l’intelligence artificielle générale (AGI) restent largement spéculatives, les outils déjà disponibles transforment la manière dont les compagnies d’électricité planifient et exploitent leurs réseaux.

J’ai conçu des systèmes dans les années 1980 qui, selon les définitions actuelles, seraient considérés comme de la recherche opérationnelle et de l’apprentissage automatique, à une époque où la première était déjà bien établie, mais où le second en était encore à ses débuts. Cette expérience précoce ne fait pas de moi un expert en IA, surtout aujourd’hui, mais elle me donne une perspective sur la façon dont les vagues technologiques montent, retombent et reviennent sous de nouvelles formes. Pour les compagnies d’électricité aussi, l’histoire de l’IA relève moins d’une rupture soudaine que d’une évolution graduelle de méthodes analytiques bien connues.

La recherche opérationnelle soutient les systèmes électriques depuis des générations. Pensons aux courbes t?c des disjoncteurs de postes, au délestage de charge en cas de sous?fréquence (Under Frequency Load Shedding, UFLS), à l’optimisation des flux de puissance, à la planification hydroélectrique, à la coordination des arrêts, à la logistique et à l’allocation des ressources. L’OR demeure la base des opérations et de la planification du transport.

L’apprentissage automatique s’est appuyé sur cette base dans les années 1990 et 2000. Les compagnies d’électricité ont commencé à l’utiliser pour la prévision : charge, production renouvelable et même prix sur les marchés déréglementés. La détection de pannes, la maintenance prédictive des transformateurs et câbles, ainsi que la détection d’anomalies dans les domaines physique et cybernétique, font partie de cette vague.

L’apprentissage profond émerge aujourd’hui et se combine aux applications de GenIA. Les drones dotés de vision artificielle aident à la gestion de la végétation et à l’inspection des lignes, tandis que le traitement du langage naturel soutient les centres d’appels et les rapports de pannes. Le DL et la GenAI sont également de plus en plus utilisés pour des tâches d’ingénierie des données, comme les processus ETL (extraire, transformer, charger) et la validation de données lors de la modernisation des systèmes informatiques (TI) ou opérationnels (TO). Les manuels d’exploitation de plusieurs milliers de pages peuvent être intégrés à des modèles de langage (Large Language Models, LLM) afin de fournir des réponses simplifiées au personnel de terrain, réduisant ainsi le besoin de formation approfondie. De grandes entreprises technologiques publient des outils conçus pour aider à ces tâches, comme les agents d’IA de Google destinés aux équipes de données. Ces outils peuvent accélérer l’intégration, mais reposent toujours sur une gouvernance rigoureuse des données et une expertise métier solide.

L’AGI constitue l’étape théorique suivante. Cependant, les compagnies d’électricité ne devraient pas la poursuivre pour elle-même. Les gains pratiques proviennent de systèmes adaptés à la gestion du réseau, au service à la clientèle et à la santé des actifs — des problèmes concrets qui exigent des solutions explicables et conformes aux exigences réglementaires.

De nombreuses compagnies d’électricité ont hésité à adopter même des applications éprouvées d’OR ou de ML. La maintenance préventive, par exemple, a souvent été écartée au profit de stratégies d’exploitation jusqu’à la défaillance. Cette réticence n’est pas uniquement technique : une gouvernance des données faible, des télécommunications inadéquates et un conservatisme culturel ou réglementaire ont tous contribué à ce retard. Paradoxalement, ces mêmes approches sont parfois adoptées plus facilement lorsqu’elles sont présentées sous l’étiquette «?IA?». Le véritable défi pour les compagnies d’électricité n’est donc pas technologique, mais organisationnel, nécessitant une gestion, une gouvernance et une formation à la hauteur du rythme de l’innovation.

Les systèmes d’IA générative (GenAI) et les grands modèles de langage (LLM) comportent également des risques d’erreurs. Ces systèmes, fondés sur l’apprentissage profond, peuvent générer du texte, du code ou des réponses à des requêtes, ce qui en fait des outils puissants pour simplifier l’accès à l’information. Toutefois, je les utilise moi?même pour l’écriture, et s’ils accélèrent les 80 % initiaux du travail, ils font encore des erreurs. Cela peut convenir pour la rédaction de texte révisé par un humain averti, mais pas pour les systèmes essentiels à la mission, où la sécurité et la fiabilité priment.

Défis liés aux données

La principale contrainte pour les compagnies d’électricité ne réside pas dans les algorithmes, mais dans la qualité et la gestion des données. Les réseaux de transport sont relativement bien instrumentés, mais les réseaux de distribution sont complexes : millions d’actifs dispersés, dossiers fragmentés et systèmes hérités. À mesure que se multiplient les ressources énergétiques distribuées (Distributed Energy Resources, DER) et les compteurs intelligents, le volume de données explose. La gouvernance, l’interopérabilité et la cybersécurité doivent passer en premier. Une mauvaise qualité de données limite aussi l’entraînement et la validation des modèles d’IA, ce qui fait de la gestion des données une condition préalable à des résultats crédibles. Le DL et la GenAI peuvent contribuer à nettoyer et à intégrer ces données, mais seulement si des cadres solides sont en place.

Défis organisationnels et de mise en œuvre

Les compagnies d’électricité sont axées sur la fiabilité et la prudence, à juste titre. Mais cette culture rend l’adoption des outils numériques difficile. Les projets d’IA exigent des compétences hybrides : expertise en systèmes électriques et en modèles d’IA. La requalification et la culture numérique sont essentielles. La gestion du changement constitue souvent le principal obstacle. Un autre frein est la faible tolérance à l’expérimentation. Contrairement aux entreprises technologiques qui consacrent des équipes entières à tester et itérer de nouveaux outils, la plupart des compagnies d’électricité hésitent à investir dans des projets dont les résultats sont incertains, même lorsque la valeur d’apprentissage est élevée. Certaines tâches peuvent être simplifiées sans beaucoup de formation?; les LLM capables de répondre à des requêtes à partir de manuels techniques volumineux en sont un bon exemple, mais la plupart nécessitent une intégration plus profonde aux pratiques existantes.

Les organismes de réglementation exigeront également de la transparence. Si l’IA est utilisée pour prioriser les pannes ou optimiser les tarifs, les décisions devront être explicables. Certaines approches, comme l’OR et de nombreux modèles de ML, sont relativement transparentes dans leurs résultats, tandis que l’apprentissage profond et les LLM fonctionnent souvent comme des «?boîtes noires?», rendant la justification plus difficile. L’explicabilité est essentielle non seulement pour la qualité des modèles, mais aussi pour la confiance du public, la conformité réglementaire et la capacité d’auditer les décisions qui affectent la fiabilité et le service aux clients. La foi aveugle dans les promesses d’«?IA magique?» ne résistera pas à l’examen réglementaire ou opérationnel. En fait, les compagnies d’électricité font souvent davantage confiance à l’expérience réelle de leurs pairs qu’au marketing des fournisseurs. Les fournisseurs qui réussiront seront ceux qui agiront comme des ponts de connaissance patients, apportant les leçons et les perspectives d’autres compagnies d’électricité à travers le monde sur la façon dont l’IA a été déployée efficacement, plutôt que de simplement vendre de la technologie.

Nouvelle demande en électricité

L’IA n’est pas seulement une solution?; elle crée aussi une nouvelle demande d’électricité. Les grands centres de données d’IA consomment désormais de l’électricité à des niveaux comparables à ceux d’une aluminerie. Cette charge croissante accentue la pression sur des réseaux déjà sollicités. S’ajoutent les préoccupations quant à l’endroit où les données sont stockées : si des données critiques sont conservées à l’étranger ou susceptibles d’être partagées avec des gouvernements étrangers, des questions de souveraineté, de sécurité et de conformité réglementaire se posent.

La voie à suivre

La prochaine étape pour les compagnies d’électricité ne consiste pas à courir après l’AGI, mais à devenir de véritables organisations prêtes pour l’IA en se concentrant sur :

le renforcement de la gouvernance et de l’interopérabilité des données?;
la gestion rigoureuse des projets TI/TO?;
le développement des compétences de la main?d’œuvre en IA et en culture des données?;
la priorité donnée à l’explicabilité et à la conformité réglementaire.

L’IA ne remplacera pas les fondements de l’électricité, comme la sécurité, la fiabilité et l’efficacité, mais elle peut les renforcer. Le défi tient moins aux algorithmes qu’à la manière dont les compagnies d’électricité gèrent leurs données, leurs infrastructures et leurs équipes. Ceux qui maîtriseront la gouvernance et la qualité des données aujourd’hui seront ceux qui façonneront la manière dont l’IA transformera le réseau de demain.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/de-la-recherche-operationnelle-a-lagi-lia-dans-lindustrie-electrique/

Comment les grandes choses se réalisent… ou échouent

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J’ai récemment lu How Big Things Get Done de Prof. Bent Flyvbjerg et Dan Gardner. C’est un livre fascinant, à la fois érudit et accessible, qui plonge dans le monde des grands projets d’infrastructure. Dans cet ouvrage, les auteurs analysent une base de données comprenant plus de 16?000 projets, et démontrent, à l’aide de statistiques, que la plupart d’entre eux dépassent leur budget et leur échéancier, parfois de manière spectaculaire.

(English Version : https://www.linkedin.com/pulse/comment-les-grandes-choses-se-r%25C3%25A9alisent-ou-%25C3%25A9chouent-benoit-marcoux-lsibe/)

Je n’ai jamais dirigé de mégaprojet de l’ampleur de ceux décrits dans le livre. Le plus grand projet dont j’ai eu la responsabilité atteignait environ cent millions de dollars. C’est déjà imposant pour une équipe, mais bien loin des dizaines de milliards des projets de barrages, de centrales nucléaires ou des Jeux olympiques étudiés par Flyvbjerg. Cela ne m’a pas empêché d’être curieux de voir ce que je pourrais en tirer, et j’y ai trouvé des enseignements applicables, même à plus petite échelle.

Le constat n’est pas que tout est condamné à l’échec, mais que certains types de projets réussissent beaucoup mieux que d’autres. Les messages clés sont clairs : la modularité est puissante et il faut penser lentement, agir rapidement. Lorsqu’un projet peut être découpé en modules répétitifs et standardisés, comme c’est le cas pour le solaire ou les batteries, les risques chutent. À l’inverse, les projets uniques, massifs et fortement innovants, comme les grands barrages hydroélectriques ou le nucléaire, accumulent les dangers de dépassements. Flyvbjerg note qu’un pourcentage d’entre eux sont des projets à «?fat tail?», dont la distribution des risques est asymétrique : la partie droite de la courbe est plus lourde que dans une distribution normale, ce qui accroît fortement la probabilité de dépassements extrêmes de coûts ou de délais.

Intrigué, j’ai voulu voir où se situe Hydro Québec dans ce portrait. Mon intuition était que l’entreprise faisait mieux que la moyenne mondiale, car elle a construit en série des barrages pendant des décennies, accumulant une expertise institutionnelle rare. L’analyse des nouvelles centrales mises en services dans les 25 dernières années confirme cette intuition : alors que la moyenne mondiale des dépassements pour les barrages est d’environ +75 % dans la base de données de Flyvbjerg, le bilan d’Hydro-Québec apparaît beaucoup plus modéré.

La centrale Sainte-Marguerite-3, mise en service en 2003, avec ses innovations risquées (grands groupes turboalternateurs assemblés sur place, construction souterraine), a connu de graves difficultés techniques et fût l’un des projets le plus ardus des dernières décennies. Les sources publiques indiquent un coût de construction d’environ 2,5 milliards de dollars, pas très au-dessus de l’estimation initiale, car plusieurs déficiences étaient sous garantie, mais la mise en service a été retardée de 2 ans par rapport à l’échéancier et les problèmes prolongés ont fait en sorte que la pleine capacité n’a été atteinte qu’en 2007, suivie d’un nouveau bris en 2009. Ces retards ont créé un coût d’opportunité, puisque l’électricité attendue n’a pas pu être livrée. Selon les hypothèses sur la production perdue et les prix de l’électricité, ce coût d’opportunité pourrait atteindre quelques centaines de millions de dollars, un dépassement qui n’apparaît pas dans les comptes de construction, mais qui reste limité à environ 20 ou 25 % du coût de construction, largement moins que la moyenne des dépassements calculée par Flyvbjerg.

Pour des centrales comme Eastmain-1A et Sarcelle (mises en service entre 2011 et 2013) et Romaine-1 à -3 (mises en service entre 2014 et 2017), l’information sur les coûts est moins précise, mais aucun écart majeur n’a été rapporté.

Le projet Romaine-4, mis en service en 2022, en retard d’un an, a été plus difficile, avec des difficultés techniques (comme la friabilité du roc) et la pandémie de COVID-19. Le coût total de la réalisation du complexe de la Romaine s’est élevé à 7,4 milliards de dollars, soit seulement 14 % de plus que l’estimation initiale. Cependant, Romaine-4 a été la principale cause des dépassements de budget.

Globalement, la performance d’Hydro-Québec est bien meilleure que la moyenne mondiale pour la catégorie hydroélectrique de Flyvbjerg, même en incluant les projets difficiles qu’ont été Sainte-Marguerite-3 et La Romaine-4.

Cette particularité québécoise est probablement due à ce qu’on appelle l’«?effet de série?» : sept nouvelles centrales ont été mises en service au cours des 25 dernières années. Quand les ingénieurs passent d’un chantier à l’autre, la mémoire organisationnelle compense une partie du risque. Cet effet de série s’étend aussi à la chaîne d’approvisionnement, solide au Québec, avec des turbiniers (Voith Hydro, ANDRITZ Hydro, GE Vernova, Litostroj Hydro) et de grands entrepreneurs (comme Pomerleau), appuyés par un écosystème complet de manufacturiers internationaux (comme Hitachi Energy et Schneider Electric) et de nombreuses PME locales. Cet écosystème encore trop méconnu du grand public est l’un des joyaux industriels du Québec et un facteur clé du succès d’Hydro-Québec. Il faut toutefois rappeler que le risque de dépassement demeure réel, et que les projets d’Hydro-Québec ne sont pas à l’abri. Ce risque pourrait même croître avec le ralentissement probable du rythme de construction, même si une partie de l’expertise est appelée à perdurer grâce aux travaux de réfection déjà en cours sur les centrales existantes.

Le contraste est quand même frappant avec les projets solaires, qui affichent dans la base de Flyvbjerg des dépassements pratiquement nuls. Ces technologies, qui sont intrinsèquement modulaires, faciles à mettre en œuvre et prévisibles en termes de coûts, doivent être intégrées à l’arsenal québécois. Développer une expertise locale dans ces filières n’est pas un luxe : c’est une nécessité si l’on veut maîtriser les risques tout en répondant aux besoins d’électrification.

How Big Things Get Done se lit à la fois comme un avertissement et comme un guide pratique. Le Québec a bâti son histoire énergétique sur des mégaprojets hydroélectriques qui l’ont distingué dans les statistiques mondiales. Pour l’avenir, il faudra sans doute conjuguer cette tradition avec l’esprit de modularité du solaire et du stockage. Penser lentement, agir rapidement — et choisir les bons outils pour les grandes choses à venir.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/comment-les-grandes-choses-se-realisent-ou-echouent/

How big things get done… or fail

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I recently read How Big Things Get Done by Prof. Bent Flyvbjerg and Dan Gardner . It’s a fascinating book, both scholarly and accessible, that dives into the world of large infrastructure projects. The authors analyze a database of more than 16,000 projects and demonstrate, with data, that most exceed their budgets and schedules, sometimes dramatically.

(LinkedIn Version: https://www.linkedin.com/pulse/how-big-things-get-done-fail-benoit-marcoux-ti0re/)

I have never directed a megaproject on the scale described in the book. I led a team on a project worth over $100 million. While this was a significant endeavour, it paled in comparison to the billions invested in projects such as dams, nuclear power plants, or the Olympic Games, as analyzed by Flyvbjerg. Still, I was curious to see what I could take away, and I found lessons that apply even at smaller scales.

The point is not that everything is doomed to fail, but that some types of projects succeed much more often than others. The key messages are clear: modularity is powerful and think slow, act fast. When a project can be broken into repetitive, standardized modules—as is the case for solar or batteries—risks drop sharply. In contrast, unique, massive, and highly innovative undertakings, like hydroelectric dams or nuclear plants, accumulate risks of cost and schedule overruns. Flyvbjerg notes that a percentage of these are “fat tail” projects, where risk distributions are skewed: the right side of the curve is much heavier than in a normal distribution, making extreme cost or time overruns far more likely.

Intrigued, I wanted to see how Hydro Québec fits into this picture. My intuition was that the company performs better than the global average, because it has built dams in series for decades, accumulating rare institutional expertise. An analysis of new plants commissioned in the past 25 years confirms this intuition: while the global average overrun for dams is about +75% in Flyvbjerg’s database, Hydro-Québec’s record appears much more moderate.

Sainte-Marguerite-3, commissioned in 2003, with its risky innovations (large turbine-generator units assembled on site, underground construction), faced serious technical difficulties and was one of the toughest projects of the past few decades. Public sources indicate a construction cost of about $2.5 billion, not far above the original estimate, since many deficiencies were under warranty. But commissioning was delayed by two years, and extended problems meant that full capacity was only reached in 2007, followed by another breakdown in 2009. These delays created an opportunity cost, since the expected electricity could not be delivered. Depending on assumptions about lost output and electricity prices, this opportunity cost could amount to several hundred million dollars—a hidden overrun not reflected in construction accounts, but still limited to about 20 to 25% of construction costs, well below the average overruns measured by Flyvbjerg.

For plants like Eastmain-1A and Sarcelle (commissioned between 2011 and 2013) and Romaine-1 to -3 (commissioned between 2014 and 2017), cost information is less precise, but no major overruns have been reported.

Romaine-4, commissioned in 2022, was more difficult, with technical challenges (such as friable rock) and the COVID-19 pandemic. The total cost of the Romaine complex reached $7.4 billion, only 14% above the initial estimate. Romaine-4 was the main cause of that overrun.

Overall, Hydro-Québec’s performance is far better than the global average for hydro projects in Flyvbjerg’s database, even when including challenging projects such as Sainte-Marguerite-3 and Romaine-4.

This Québec exception is likely explained by the “series effect”: seven generating stations were commissioned in the last 25 years. When engineers move from one site to the next, organizational memory offsets part of the risk. The series effect also extends to the supply chain, strong in Québec, with turbine manufacturers (Voith Hydro, ANDRITZ Hydro, GE Vernova, Litostroj Hydro) and major contractors (such as Pomerleau ), supported by a complete ecosystem of international manufacturers (such as Hitachi Energy and Schneider Electric) and numerous local SMEs. This ecosystem, still too little known to the public, is one of Québec’s industrial jewels and a key factor in Hydro-Québec’s success. Still, the risk of overruns remains real, and Hydro-Québec’s projects are not immune. This risk may even grow as the pace of new construction slows, although part of the expertise will persist through refurbishment work already underway on existing plants.

Nevertheless, the contrast with solar projects is striking: Flyvbjerg’s database shows that they have almost no overruns. These technologies, naturally modular, quick to deploy, and predictable in cost, must be part of Québec’s toolbox. Developing local expertise in these fields is not a luxury; it is a necessity if we want to manage risks while meeting electrification needs.

How Big Things Get Done reads both as a warning and as a practical guide. Québec built its energy history on hydro megaprojects that set it apart in global statistics. For the future, it will likely need to combine that tradition with the modular spirit of solar and storage. Think slow, act fast—and choose the right tools for the big things to come.

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

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(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.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/renewables-and-reliability-a-reflection-on-the-power-outage-in-spain-and-portugal/

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

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(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.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/energies-renouvelables-et-fiabilite-retour-sur-la-panne-en-espagne-et-au-portugal/

Plan de gestion intégrée des ressources énergétiques (PGIRE) : un cadre pour la transition énergétique du Québec

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Résumé

Planification de la gestion intégrée des ressources énergétiques (PGIRE) : L’avenir de la transition énergétique du Québec

Le Québec est à un tournant décisif de son évolution énergétique. L’électrification s’accélère et nous devons moderniser notre réseau, intégrer les énergies renouvelables et assurer la sécurité énergétique. Notre Planification intégrée des systèmes énergétiques (PISE) propose une feuille de route pour optimiser les ressources, équilibrer l’offre et la demande et bâtir un avenir durable. Construisons ensemble un système énergétique résilient !

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/plan-de-gestion-int%25C3%25A9gr%25C3%25A9e-des-ressources-%25C3%25A9nerg%25C3%25A9tiques-pgire-marcoux-lbx1e/)

(English Version : https://www.linkedin.com/pulse/integrated-energy-system-planning-iesp-framework-qu%25C3%25A9becs-marcoux-wc95e/)

#TransitionÉnergétique #Durabilité

Introduction : le Québec à la croisée des chemins de l’électrification

Alors que le virage mondial vers la décarbonisation s’accélère, le Québec se trouve à un moment charnière. La province fait face à plusieurs défis, notamment la nécessité de moderniser les infrastructures du réseau, d’améliorer la fiabilité, d’intégrer des sources d’énergie renouvelable croissantes et de répondre à une demande accrue d’électricité dans des secteurs comme les transports et l’industrie.

Les opportunités sont tout aussi nombreuses. En tant que territoire le plus électrifié en Amérique du Nord, le Québec dispose d’une base solide grâce à ses vastes ressources hydroélectriques et à sa grande industrie de fabrication d’équipements électriques. Cette expertise positionne la province comme un leader dans les exportations d’énergie propre. Cependant, les interconnexions limitées avec les états et provinces voisins constituent un obstacle majeur, limitant la capacité du Québec à optimiser le commerce énergétique.

Réaliser une économie durable et électrifiée nécessite une approche de planification robuste et flexible qui aligne l’offre d’énergie, les infrastructures et les besoins émergents. Conscient de ces dynamiques, le Ministère de l’Économie, de l’Innovation et de l’Énergie du Québec (MEIE) du Québec a entrepris l’élaboration d’un plan de gestion intégrée des ressources énergétiques (PGIRE). Ce plan intégré vise à relever ces défis et à saisir ces opportunités, tout en mobilisant un large éventail de parties prenantes pour en assurer le succès. L’acronyme PGIRE sera utilisé dans ce document, même si l’expression planification intégrée des systèmes énergétiques (en anglais: Integrated Energy System Planning, IESP) est plus souvent utilisée dans l’industrie.

Ce document présente ma perspective personnelle sur les PGIRE en général dans le but de contribuer aux discussions en cours et de fournir des perspectives sur les meilleures pratiques et stratégies pour son développement et sa mise en œuvre efficace. Je suis un expert indépendant et je ne suis pas rémunéré par le gouvernement ou Hydro Québec .

Qu’est-ce que la planification intégrée des systèmes énergétiques ?

La planification intégrée des systèmes énergétiques est un cadre stratégique qui coordonne le développement et l’exploitation de systèmes énergétiques interconnectés. En intégrant plusieurs vecteurs énergétiques, tels que l’électricité, le gaz naturel, l’hydrogène et l’énergie thermique dans des secteurs comme les transports, les bâtiments et l’industrie, le PGIRE permet une distribution d’énergie efficace, résiliente et durable. Par exemple, un PGIRE pourrait documenter les scénarios futurs de demande d’électricité dans une ville en pleine croissance, identifier des sources d’énergie renouvelable potentielles comme des parcs éoliens ou solaires pour répondre à cette demande, et planifier la sortie progressive du gaz naturel pour le chauffage, ainsi que les mises à niveau nécessaires des infrastructures de transmission et de distribution. Cela garantit un équilibre entre l’offre et la demande d’énergie, tout en minimisant les risques, les coûts et les impacts environnementaux, et en améliorant la fiabilité et la résilience.

La transition énergétique implique une électrification accrue, reflétant l’importance croissante de l’électricité dans le chauffage, les transports et les processus industriels. Cependant, d’autres sources d’énergie continueront d’être utilisées, telles que le gaz naturel renouvelable et la biomasse pour le chauffage. De plus, pendant les prochaines décennies, les combustibles fossiles continueront à être utilisés, bien que de manière réduite. En intégrant diverses sources d’énergie, technologies et secteurs, le PGIRE garantit que le système énergétique évolue pour répondre aux objectifs sociétaux, économiques et environnementaux.

Le PGIRE diffère de la planification intégrée des ressources (en anglais: Integrated Resource Planning, IRP), souvent utilisée par les services publics électriques pour prévoir et répondre à la demande d’électricité au sein du système électrique. Contrairement aux IRP des compagnies d’électricité, le PGIRE englobe plusieurs services publics et sources d’énergie, met l’accent sur l’efficacité énergétique et souligne une coordination systémique globale. Certains gouvernements, comme la Californie, mènent des « IRP » à l’échelle de l’État qui fonctionnent effectivement comme des PGIRE, ce qui peut prêter à confusion.

Meilleures pratiques dans le PGIRE

La planification intégrée des systèmes énergétiques implique une approche holistique et prospective pour aligner l’offre d’énergie, les infrastructures et les besoins. Pour garantir une mise en œuvre efficace, certaines meilleures pratiques doivent être adoptées :

1. Orientation stratégique

Mandat clair : Les décideurs définissent une vision stratégique soutenue par des politiques claires, visant des objectifs en matière d’énergie renouvelable, de réduction des émissions, de fiabilité, de résilience, d’accessibilité financière et d’efficacité des coûts.
Analyse de scénarios : Tester plusieurs scénarios prépare à un large éventail de développements potentiels.
Adaptabilité : Des mises à jour régulières garantissent que le plan reste pertinent face aux évolutions technologiques, politiques et conjoncturelles.

2. Collaboration inclusive

Engagement des parties prenantes : Une participation large reflète les priorités sociétales, favorise la confiance et assure la responsabilité.
Approche interdisciplinaire : Une collaboration intersectorielle évite une planification cloisonnée et favorise des solutions intégrées.

3. Fondations solides

Décisions basées sur les données : Des modèles de prévision précis garantissent des décisions informées et fiables, particulièrement pour ce qui est des impacts économiques des scénarios.
Financement et ressources : Des investissements financiers suffisants soutiennent le développement des infrastructures et l’innovation.
Exécution et supervision : Un suivi continu assure le respect du plan et permet de relever les défis émergents.

En suivant ces pratiques, le PGIRE peut créer un système énergétique durable, résilient et inclusif qui s’adapte aux besoins futurs. Par exemple, le Danemark a réussi à mettre en œuvre des éléments de planification intégrée en combinant l’énergie éolienne avec les systèmes de chauffage urbain, augmentant ainsi l’efficacité énergétique et réduisant les émissions. Alors que le Québec entame son parcours PGIRE, ces principes servent de lignes directrices essentielles pour naviguer dans les complexités de la transition énergétique et assurer un succès à long terme.

Parties prenantes clés dans le PGIRE

Le succès d’un PGIRE repose sur une collaboration efficace entre diverses parties prenantes. Les principaux contributeurs incluent les gouvernements et organismes de réglementation, les services publics, les opérateurs de réseau, les fabricants d’équipements, les leaders de l’innovation, les communautés locales et les groupes de défense. Cet effort collectif garantit que l’expertise issue de divers domaines façonne un système énergétique résilient et inclusif.

1. Gouvernements et organismes de réglementation :

Les ministères provinciaux, comme le MEIE au Québec, supervisent et régulent le processus de planification.
Les organismes de réglementation énergétique, tels que la Régie de l’énergie, assurent la conformité et la responsabilité.

2. Services publics et opérateurs de réseau :

Les services publics, comme Hydro-Québec et Énergir, gèrent la production, la transmission et la distribution d’énergie.
L’opérateur de systèmes indépendants (Independent System Operators, ISO), lorsqu’il existe, coordonnent la faisabilité technique et la gestion du réseau. Note: il n’y a pas d’opérateur indépendant au Québec.

3. Contributeurs à la connaissance et à l’innovation :

Les institutions académiques et de recherche offrent une expertise, des analyses de données et des solutions innovantes. Le centre de recherche d’Hydro-Québec (IREQ) pourrait contribuer, surtout s’il s’intègre mieux au tissu industriel du Québec.
Les experts du secteur privé, comme les cabinets d’ingénierie et de conseil, apportent des connaissances sur les énergies renouvelables, le stockage et les réglementations.
Les fabricants d’équipements assurent la conception et l’optimisation des composants nécessaires au fonctionnement des systèmes énergétiques.

4. Parties prenantes locales et communautaires :

Les gouvernements locaux et municipalités adressent les besoins énergétiques spécifiques des villes.
Les communautés autochtones défendent leurs priorités, leurs droits et leurs préoccupations.
Les groupes communautaires et le grand public assurent l’adhésion et reflètent les valeurs sociétales.
Les organisations non gouvernementales (ONG), y compris les associations industrielles et commerciales, enrichissent le processus par des perspectives variées, défendant souvent la durabilité, l’équité et des solutions innovantes qui peuvent aider à combler les fossés entre les communautés, les gouvernements et les industries.

Responsabilité pour le développement et le suivi du PGIRE

Le développement et la supervision d’un plan de gestion intégrée des ressources énergétiques doivent être confiés à une entité indépendante dotée d’une expertise technique, d’impartialité et de solides capacités d’engagement des parties prenantes.

Au Québec, ce rôle a été assumé par le MEIE. Généralement, les ministères gouvernementaux sont bien placés pour diriger les initiatives de PGIRE grâce à leur indépendance, leur représentation étendue des parties prenantes et leur autorité pour répondre aux besoins énergétiques à grande échelle. Cependant, ils nécessitent souvent un soutien technique et opérationnel de la part de cabinets d’ingénierie ou de conseil stratégique.

D’autres entités potentielles pour superviser le PGIRE incluent :

Organismes de réglementation énergétique : Ces organismes garantissent la conformité et la responsabilité grâce à une supervision indépendante. Toutefois, leur accent sur la régulation peut limiter leur capacité à diriger une planification stratégique.
Opérateurs de systèmes indépendants (Independent System Operators, ISO) ou organisations régionales de transmission (Regional Transmission Organizations, RTO) : Ces organisations possèdent une expertise technique et opérationnelle solide, mais leur champ d’action se limite souvent aux réseaux électriques, excluant d’autres sources d’énergie.
Services publics : Les services publics peuvent assumer la responsabilité de la planification à condition de couvrir un large éventail de domaines énergétiques. Au Québec, cependant, aucun service public unique ne domine à la fois les marchés de l’électricité et du gaz naturel, rendant essentiel une collaboration ou un soutien de la part d’entités gouvernementales. Assurer l’indépendance des services publics reste également un défi, particulièrement pour ceux détenus par des investisseurs.
Consortiums collaboratifs : Les partenariats incluant des gouvernements, des services publics, des institutions académiques et des experts du secteur privé peuvent équilibrer expertise et leadership, mais nécessitent une gouvernance claire pour maintenir le focus et l’autorité.

Résultats attendus et calendrier

Le principal résultat d’un PGIRE est une feuille de route complète pour le système énergétique. Cette feuille de route doit :

Tenir compte de diverses sources d’énergie : intégrer l’électricité, le gaz naturel renouvelable, l’hydrogène, la biomasse et les combustibles fossiles (en transition) tout en définissant des stratégies pour intégrer les nouvelles technologies énergétiques et éliminer progressivement les sources non durables.
Répondre aux besoins des communautés : aborder les besoins et priorités énergétiques uniques des différentes communautés, notamment en matière d’accessibilité financière, d’accessibilité physique et de considérations culturelles, particulièrement pour les communautés autochtones et les régions mal desservies.
Établir une vision à long terme : fournir des prévisions de la demande, des plans de ressources et des stratégies d’investissement alignées sur les objectifs climatiques, tels que la réduction des émissions de gaz à effet de serre et l’amélioration de l’efficacité énergétique.
Proposer des étapes détaillées de mise en œuvre : offrir des recommandations politiques, des stratégies de mise à niveau des infrastructures, des stratégies de financement et des étapes précises avec des échéanciers pour garantir une exécution fluide.

Cette approche garantit un système énergétique équilibré, inclusif et prêt pour l’avenir. Le processus de PGIRE s’étend généralement sur 18 à 36 mois, selon l’ampleur et la complexité du projet. Les feuilles de route des systèmes énergétiques sont périodiquement révisées pour rester pertinentes et s’adapter aux conditions changeantes. Les mises à jour intègrent les nouvelles technologies, les évolutions du marché, les changements de politiques et les défis imprévus. Les domaines en évolution rapide, tels que l’intégration des énergies renouvelables ou la résilience du réseau, peuvent nécessiter un suivi annuel. Des rapports transparents renforcent la confiance du public et la responsabilité.

Portée géographique

Le plan de gestion intégrée des ressources énergétiques peut être mis en œuvre à différents niveaux géographiques, chacun offrant des avantages et des défis uniques :

PGIRE au niveau de la ville

Intérêt : adapté pour répondre aux demandes locales en énergie et aux défis urbains, tels que l’électrification des transports ou le chauffage urbain.
Avantages : solutions personnalisées avec une forte implication communautaire et une gouvernance simplifiée.
Défis : impact limité sur les systèmes régionaux plus larges.
Exemple : La Renewable City Strategy (RCS) de Vancouver vise à transitionner la ville vers 100 % d’énergie renouvelable d’ici 2050 dans tous les secteurs, y compris les bâtiments, les transports et les systèmes énergétiques. Voir https://vancouver.ca/files/cov/renewable-city-strategy-booklet-2015.pdf.

PGIRE au niveau régional, provincial ou étatique

Intérêt : équilibre les ressources énergétiques entre les zones urbaines et rurales, soutenant à la fois les besoins industriels et communautaires.
Avantages : partage élargi des ressources et renforcement de la résilience grâce à une collaboration régionale.
Défis : nécessite une coordination entre les municipalités et l’alignement de priorités diverses.
Exemple 1 : Le plan Integrated Resource Plan (IRP) de la Californie harmonise l’énergie renouvelable et l’intégration urbaine-rurale. Il est mis à jour tous les deux ans pour tenir compte des nouvelles exigences politiques, des objectifs d’intégration des énergies renouvelables et des défis de fiabilité du réseau. Voir https://avaenergy.org/integrated-resource-plan/.
Exemple 2 : Le plan énergétique à long terme (LTEP) de l’Ontario, révisé en 2013 et 2017, est remplacé par un nouveau plan intégré des ressources énergétiques (IERP) mis à jour tous les cinq ans. Voir https://www.jdsupra.com/legalnews/ontario-charts-its-energy-planning-7798359/. En outre, l’opérateur indépendant du système d’électricité (IESO) publie chaque année une perspective (https://www.ieso.ca/en/Sector-Participants/Planning-and-Forecasting/Annual-Planning-Outlook).

PGIRE au niveau national

Intérêt : supervise les transitions énergétiques à grande échelle, alignant les politiques nationales sur les objectifs climatiques et la sécurité énergétique.
Avantages : assure la cohérence des politiques et tire parti des économies d’échelle.Défis : peut négliger les spécificités régionales et les besoins communautaires particuliers.
Exemple 1 : La stratégie énergétique du Danemark intègre l’énergie éolienne et le chauffage urbain à l’échelle nationale. Cette feuille de route a été révisée plusieurs fois depuis ses débuts dans les années 1970. Voir https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2013/GWEC/GWEC_Denmark.pdf.
Exemple 2 : Le programme Clean Power 2030 (CP2030) de la Grande-Bretagne vise à garantir que la puisse répondre à ses besoins énergétiques principalement grâce à des sources renouvelables d’ici 2030. Cela inclut l’expansion massive des capacités d’énergie éolienne en mer, solaire, et du stockage par batteries, ainsi que l’extension de la durée de vie des centrales nucléaires existantes. Le programme prévoit des investissements annuels estimés à 40 milliards de livres sterling, ainsi que la construction de 1?000 km de lignes électriques et de 4?500 km de câbles sous-marins. Notons que la production éolienne en Grande-Bretagne se fait principalement au Nord, tandis que la demande d’énergie est plus élevée au Sud, une situation similaire à celle du Québec. Voir https://www.neso.energy/publications/clean-power-2030.

PGIRE au niveau continental ou multinational

Intérêt : facilite le commerce énergétique transnational, le partage des ressources et le développement des infrastructures.
Avantages : soutient les projets à grande échelle et la stabilité énergétique régionale.
Défis : implique une gouvernance complexe et un alignement des politiques transfrontalières.
Exemple : Le plan de développement du réseau sur dix ans (TYNDP) de l’UE favorise le partage des énergies renouvelables et les réseaux interconnectés. Ce PGIRE transnational est mis à jour tous les deux ans pour refléter les progrès technologiques, les changements dans la demande énergétique et les développements géopolitiques. Voir https://tyndp.entsoe.eu/news/176-pan-european-electricity-transmission-projects-and-33-storage-projects-will-be-assessed-in-tyndp-2024 et https://www.entsog.eu/tyndp.

L’importance de l’exécution

Le succès d’un PGIRE repose largement sur son exécution. Un plan méticuleusement conçu ne peut aboutir sans un chemin clair vers sa mise en œuvre, une supervision robuste et une capacité d’adaptation continue. Les éléments clés d’une exécution réussie incluent :

Alignement avec les priorités : Les organismes de réglementation des services publics et les autres parties prenantes doivent s’assurer que les investissements sont alignés sur les priorités définies dans la feuille de route du PGIRE. Les actifs non rentabilisés et les projets mal alignés peuvent engendrer de l’opposition, gaspiller des ressources et retarder les objectifs.
Gestion flexible et adaptative : À mesure que les technologies, les marchés et les politiques évoluent, le système énergétique doit rester flexible. Des mises à jour régulières du PGIRE et l’intégration continue de nouvelles données permettront aux parties prenantes de répondre efficacement aux défis et opportunités émergents.
Intégration technologique : Exploiter les technologies émergentes qui favorisent la transition énergétique, telles que le stockage d’énergie, les véhicules électriques, l’éolien et le solaire, l’IA, les analyses avancées, la réponse à la demande et les systèmes de surveillance en temps réel, est essentiel. Pour les services publics et les producteurs d’énergie indépendants, ces outils permettent une prévision plus précise de la demande et de la production d’énergie renouvelable, optimisent les systèmes de production (comme l’hydroélectricité) et améliorent l’équilibrage des réseaux. Du point de vue des consommateurs, l’IA peut révolutionner la gestion de l’énergie en optimisant en temps réel le chauffage, la climatisation, la recharge des véhicules électriques, le stockage local et l’éclairage, en fonction des schémas d’occupation et d’utilisation. Ces innovations permettent une collaboration renforcée entre les services publics et les utilisateurs pour atteindre une durabilité accrue, une meilleure efficacité des coûts et une résilience énergétique.
Coordination des parties prenantes : Une exécution efficace nécessite une collaboration sans faille entre les gouvernements fédéraux et provinciaux, les municipalités, les services publics, les producteurs d’énergie indépendants, les utilisateurs commerciaux et industriels, la chaîne d’approvisionnement en électricité, les acteurs existants des combustibles fossiles et les groupes communautaires. Des canaux de communication clairs et des rôles bien définis sont essentiels pour assurer l’alignement et éviter les erreurs. Cette approche inclusive garantit que toutes les parties prenantes contribuent à une transition énergétique résiliente et efficace.
Confiance publique et transparence : Des rapports transparents sur les progrès renforcent la confiance du public et assurent un soutien à long terme. Par exemple, la communication transparente du Danemark sur ses projets éoliens a considérablement augmenté l’adhésion publique, accélérant l’adoption des énergies renouvelables et l’atteinte d’objectifs climatiques ambitieux. Les parties prenantes doivent s’engager activement auprès des communautés pour maintenir la responsabilité et garantir l’inclusivité.
Investissements dans les infrastructures : Des investissements adéquats et opportuns dans les infrastructures critiques, comme les mises à niveau des réseaux, l’intégration des énergies renouvelables et les systèmes de stockage d’énergie, sont essentiels. Ces investissements doivent être planifiés pour gérer la croissance future et les événements météorologiques extrêmes.

Risques d’échec

Les risques qui peuvent mener à une exécution inefficace du PGIRE incluent :

Défis de croissance : Les services publics nord-américains, qui ont connu une croissance limitée depuis 2000, doivent adapter et étendre leurs opérations par un facteur de 3 ou 4 d’ici 2050 (bien que ce besoin soit moins prononcé au Québec, étant donné son haut niveau d’électrification). Cette transformation exige que la chaîne d’approvisionnement électrique — englobant les fabricants, les prestataires de services professionnels et les développeurs d’infrastructures — se développe également. Cela nécessitera des stratégies innovantes, des investissements substantiels et une coordination complète des parties prenantes.
Fiabilité et résilience : À mesure que les services publics deviennent le principal système de fourniture d’énergie, ils doivent améliorer la fiabilité (minimiser les pannes). Ils doivent également renforcer la résilience (assurer une récupération rapide et une adaptabilité, particulièrement lors d’événements climatiques extrêmes).
Rigidité : Une adhésion rigide à des plans dépassés peut conduire à des inefficacités et à des opportunités manquées.
Sous-investissement : Un financement insuffisant des infrastructures risque de provoquer des pannes, des goulots d’étranglement et des réactions négatives du public.
Fragmentation des parties prenantes : Un manque de coordination entre les acteurs clés compromet les progrès et gaspille les ressources.
Inaction retardée : L’hésitation à s’adapter aux conditions changeantes exacerbe les défis existants, retardant les échéanciers pour atteindre les objectifs.

En abordant ces risques de manière proactive et en priorisant l’excellence dans l’exécution, le Québec peut s’assurer que son PGIRE tient sa promesse d’un avenir énergétique résilient et durable.

Recommandations pour le Québec

Établir un organisme de planification indépendant : Envisager une agence de planification énergétique indépendante pour le Québec, inspirée par des entités comme l’Independent Electricity System Operator (IESO) de l’Ontario.
Favoriser l’engagement des parties prenantes : Promouvoir l’implication des municipalités, des communautés autochtones et des acteurs du secteur privé peut enrichir le processus de planification en intégrant des perspectives et des expertises diverses.
Exploiter les forces existantes : S’appuyer sur l’expertise d’Hydro-Québec dans l’hydroélectricité et la gestion des réseaux de transmission ainsi que sur la grande chaîne d’approvisionnement électrique du Québec.
Se concentrer sur la résilience : Prioriser les mises à niveau des infrastructures pour s’adapter à l’électrification et aux événements météorologiques extrêmes.
Définir des indicateurs clairs : Établir des indicateurs de performance pour suivre les progrès et adapter les plans si nécessaire.

Conclusion

Le plan de gestion intégrée des ressources énergétiques offre au Québec une feuille de route vers un avenir durable et électrifié, favorisant la résilience énergétique, la croissance économique et la protection de l’environnement. En adoptant les meilleures pratiques, en relevant les défis d’exécution et en alignant les efforts sur les forces provinciales, le Québec peut se positionner comme un leader mondial dans la transition énergétique.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/plan-de-gestion-integree-des-ressources-energetiques-pgire-un-cadre-pour-la-transition-energetique-du-quebec/

Integrated Energy System Planning (IESP): A Framework for Québec’s Energy Transition

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Summary

Integrated Energy System Planning (IESP): The Future of Québec’s Energy Transition

Québec stands at a pivotal moment in its energy evolution. With electrification accelerating, we must modernize our grid, integrate renewables, and ensure energy security. Our Integrated Energy System Planning (IESP) framework offers a roadmap to optimize resources, balance supply and demand, and build a sustainable future. Let’s shape an efficient and resilient energy system!

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/integrated-energy-system-planning-iesp-framework-qu%25C3%25A9becs-marcoux-wc95e/)

Introduction: Québec at the Crossroads of Electrification

As the global shift toward decarbonization accelerates, Québec stands at a pivotal juncture. The province faces several challenges, including the need to modernize grid infrastructure, improve reliability, integrate growing renewable energy sources, and address increasing electricity demand in sectors such as transportation and industry.

Opportunities are equally abundant. As the most electrified jurisdiction in North America, Québec has a strong foundation in its vast hydroelectric resources and its large electrical equipment manufacturing industry. This expertise positions the province to lead in clean energy exports. However, limited interconnections with neighbouring states and provinces present a significant hurdle, constraining Québec’s ability to optimize energy trade.

Achieving a sustainable, electrified economy requires a robust and flexible planning approach that aligns energy supply, infrastructure, and emerging demands. Recognizing these dynamics, Québec’s Ministry of Economy, Innovation and Energy (Ministère de l’Économie, de l’Innovation et de l’Énergie du Québec (MEIE)) has initiated work on an Integrated Energy System Planning (IESP; in French: Plan intégré des ressources énergétiques, PGIRE). This integrated plan aims to navigate these challenges and opportunities effectively, engaging a diverse set of stakeholders to ensure its success.

This document outlines my own perspective on IESP, aiming to contribute to ongoing discussions and provide insights into best practices and strategies for its development and effective implementation. I am an independent consultant and I am not paid by the government or Hydro Québec .

What Is Integrated Energy System Planning?

Integrated Energy System Planning is a strategic framework that coordinates the development and operation of interconnected energy systems. By integrating multiple energy carriers such as electricity, natural gas, hydrogen, and thermal energy across sectors like transportation, buildings, and industry, IESP enables efficient, resilient, and sustainable energy delivery. For example, an IESP could document future electricity demand scenarios in a rapidly growing city, identify potential renewable energy sources like wind or solar farms to meet this demand, and plan the phase-out of natural gas for heating, along with the necessary transmission and distribution infrastructure upgrades. This ensures that energy supply and demand remain balanced while minimizing risks, costs, and environmental impacts, and improving reliability and resilience.

The energy transition entails greater electrification, reflecting the increasing importance of electricity in heating, transportation, and industrial processes. However, other energy sources will still be used, such as renewable natural gas and biomass for heat. Also, for the next few decades, fossil fuels will continue to be used, albeit in a diminishing way. By integrating various energy sources, technologies, and sectors, IESP ensures that the energy system evolves to meet societal, economic, and environmental goals.

IESP differs from Integrated Resource Planning (IRP), which electric utilities often use to forecast and meet electricity demand within the bulk power system. Unlike utility-focused IRPs, IESP encompasses multiple utilities and energy sources, prioritizes energy efficiency, and emphasizes comprehensive system-wide coordination. Some governments, like California, conduct statewide “IRPs” that effectively function as IESPs, which can cause confusion.

Best Practices in IESP

Integrated Energy System Planning involves a holistic and forward-looking approach to align energy supply, infrastructure, and demands. To ensure effective implementation, certain best practices must be embraced:

1. Strategic Direction

Clear Mandate: Policymakers outline a strategic vision supported by clear policies, targeting renewable energy goals, emission reductions, reliability, resilience, affordability, and cost efficiency.
Scenario Analysis: Testing multiple scenarios prepares for a range of potential developments.
Adaptability: Regular updates ensure the plan remains relevant amidst evolving technologies, policies, and conditions.

2. Inclusive Collaboration

Stakeholder Engagement: Broad participation reflects societal priorities, fosters trust, and ensures accountability.
Interdisciplinary Approach: Cross-sector collaboration prevents siloed planning and promotes integrated solutions.

3. Robust Foundations

Data-Driven Decisions: Accurate forecasting models ensure informed and reliable decision-making, particularly in terms of the economic impacts of the scenarios.
Funding and Resources: Adequate financial investments support infrastructure development and innovation.
Enforcement and Oversight: Continuous monitoring ensures adherence to the plan and addresses emerging challenges.

By following these practices, IESP can create a sustainable, resilient, and inclusive energy system that adapts to future needs. For instance, Denmark has successfully implemented elements of integrated planning by combining wind energy with district heating systems, resulting in increased energy efficiency and reduced emissions. As Québec embarks on its IESP journey, these principles serve as essential guidelines to navigate the complexities of the energy transition and achieve long-term success.

Key Stakeholders in IESP

Integrated Energy System Planning succeeds when diverse stakeholders collaborate effectively. Key contributors include government and regulatory bodies, utilities, grid operators, equipment manufacturers, knowledge and innovation leaders, local communities, and advocacy groups. This collective effort ensures that expertise from various domains shapes a resilient and inclusive energy system.

Government and Regulatory Bodies:

Provincial (state) departments, like the MEIE in Québec, oversee and regulate the planning process.
Energy regulators, such as utility commissions or energy boards (Régie de l’énergie in Québec), ensure compliance and accountability.

Utilities and Grid Operators:

Utilities, like Hydro-Québec and Energir, handle energy generation, transmission, and distribution.
Independent System Operators (ISOs) and Regional Transmission Organizations (RTOs), when they exists, manage the grid and technical feasibility where applicable. Note: there is no independent operator in Québec.

Knowledge and Innovation Contributors:

Academic and research institutions offer expertise, data analysis, and innovative solutions. The Hydro-Québec research centre (IREQ) could contribute, especially if it integrates better into Quebec’s industrial fabric.
Private sector experts, such as engineering and business consulting firms, provide knowledge in renewable energy, energy storage, advanced technologies, regulations, and experiences from other jurisdictions.
Equipment manufacturers provide indispensable expertise in the design, production, and optimization of the components needed to build and maintain energy systems, ensuring a robust and adaptive supply chain.

Local and Community Stakeholders:

Local governments and municipalities address city-specific energy needs and integration efforts.
Indigenous communities advocate for rights, priorities, and land use considerations.
General public and community groups reflect societal values and secure buy-in for proposed changes.
Non-Governmental Organizations (NGOs), including industry and business associations, offer diverse perspectives, often championing sustainability, equity, and innovative solutions that can help bridge gaps between communities, governments, and industries.

Responsibility for IESP Development and Monitoring

The development and oversight of an IESP should be managed by an independent entity equipped with technical expertise, impartiality, and strong stakeholder engagement capabilities.

In Québec, this role has been taken on by the MEIE. Generally, government ministries are well suited to lead IESP initiatives due to their independence, broad stakeholder representation, and authority to address large-scale energy needs. However, they often require technical and operational support from engineering or strategy consulting firms.

Other potential entities to oversee IESP include:

Energy Regulators: These bodies ensure compliance and accountability through independent oversight. However, their focus on regulation might limit leadership in strategic planning.
Independent System Operators (ISOs) or Regional Transmission Organizations (RTOs): These organizations have strong technical knowledge and operational expertise but are limited by their focus on electricity grids, excluding other energy sources.
Utilities: Utilities may lead planning provided they have sufficient coverage across energy sectors. In Québec, however, no single utility dominates both electricity and natural gas markets, making collaborative leadership or support from government entities essential. Ensuring independence of utilities also remains a challenge, particularly for investor-owned utilities.
Collaborative Consortia: Partnerships that include government, utilities, academia, and private sector experts can balance expertise and leadership but require clear governance to maintain focus and authority.

Outputs and Timeline

The primary output of an IESP is a comprehensive energy system roadmap. This roadmap must:

Account for Diverse Energy Sources: Incorporate electricity, renewable natural gas, hydrogen, biomass, and fossil fuels (in transition) while outlining strategies for integrating new energy technologies and phasing out unsustainable sources.
Meet Community Needs: Address the unique energy demands and priorities of various communities, including affordability, accessibility, and cultural considerations, particularly for Indigenous communities and underserved regions.
Establish a Long-Term Vision: Provide demand forecasts, resource plans, and investment strategies that align with climate goals, such as reducing greenhouse gas emissions and increasing energy efficiency.
Detailed Implementation Steps: Offer policy recommendations, infrastructure upgrade strategies, funding strategies, and specific milestones with timelines to ensure smooth execution.

This approach ensures a balanced, inclusive, and future-ready energy system. The IESP process typically spans 18 to 36 months, depending on scope and complexity. Energy system roadmaps are periodically revised to stay relevant and adapt to changing conditions. Updates integrate new technologies, market shifts, policy changes, and unexpected challenges. Fast-evolving areas like renewable integration or grid resilience may need annual monitoring. Transparent reporting builds public trust and accountability.

Geographic Scope

Integrated Energy System Planning can be implemented at different geographic levels, each offering unique advantages and challenges:

City-Level IESP

Focus: Tailored to address local energy demands and urban challenges, such as electrifying transportation or district heating.
Advantages: Provides customized solutions with strong community engagement and simplified governance.
Challenges: Limited impact on broader regional systems.
Example: Vancouver’s Renewable City Strategy (RCS) is a comprehensive plan designed to transition the city to 100% renewable energy by 2050 across all sectors, including buildings, transportation, and energy systems. See https://vancouver.ca/files/cov/renewable-city-strategy-booklet-2015.pdf.

Regional, Provincial, or State-Level IESP

Focus: Balances energy resources across cities and rural areas, supporting industrial and community needs.
Advantages: Enables broader resource sharing and builds resilience through regional collaboration.
Challenges: Requires coordination across municipalities and alignment of diverse priorities.
Example 1: California’s Integrated Resource Plan (IRP) harmonizes renewable energy and urban-rural integration. It is updated every two years to account for new policy mandates, renewable integration goals, and grid reliability challenges. See https://avaenergy.org/integrated-resource-plan/.
Example 2: Ontario’s Long-Term Energy Plan (LTEP) has been revised in 2013 and 2017 and is being replaced by a new integrated energy resource plan (IERP) updated every 5 years. See https://www.jdsupra.com/legalnews/ontario-charts-its-energy-planning-7798359/. In addition, the Independent Electricity System Operator (IESO) publishes an outlook annually (https://www.ieso.ca/en/Sector-Participants/Planning-and-Forecasting/Annual-Planning-Outlook).

National-Level IESP

Focus: Oversees large-scale energy transitions, aligning national policy with climate goals and energy security.
Advantages: Ensures consistency in policies and leverages economies of scale.
Challenges: May miss regional nuances and specific community needs.
Example 1: Denmark’s energy strategy integrates wind energy and district heating on a national scale. This roadmap has been revised multiple times since its inception in the 1970s. See https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2013/GWEC/GWEC_Denmark.pdf.
Example 2: Great Britain’s Clean Power 2030 (CP2030) programme aims to ensure that the country can meet its energy needs primarily from renewable sources by 2030. This includes the massive expansion of offshore wind, solar, and battery storage capacity, as well as extending the life of existing nuclear power plants. The programme includes an estimated annual investment of £40 billion, as well as the construction of 1,000 km of power lines and 4,500 km of submarine cables. It should be noted that wind power production in Great Britain is mainly in the North, while energy demand is higher in the South, a situation like that of Québec. See https://www.neso.energy/publications/clean-power-2030.

Continental or Multi-Country IESP

Focus: Facilitates transnational energy trade, resource sharing, and infrastructure development.
Advantages: Supports large-scale projects and regional energy stability.
Challenges: Involves complex governance and cross-border policy alignment.
Example: The EU’s Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) fosters renewable energy sharing and interconnected grids. This transnational IESP is updated every two years to reflect technological progress, shifting energy demand patterns, and geopolitical developments affecting energy trade and security. See https://tyndp.entsoe.eu/news/176-pan-european-electricity-transmission-projects-and-33-storage-projects-will-be-assessed-in-tyndp-2024 and https://www.entsog.eu/tyndp.

The Importance of Execution

The success of an IESP depends heavily on its execution. A meticulously designed plan will fall short without a clear pathway to implementation, robust oversight, and ongoing adaptability. Key elements of successful execution include:

Alignment with Priorities: Energy regulators and other stakeholders must ensure the investments align with the priorities set forth in the IESP roadmap. Stranded assets and misaligned projects can cause opposition, waste resources, and delay goals.
Flexible and Adaptive Management: As technologies, markets, and policies evolve, the energy system must remain flexible. Regular updates to the IESP and the continuous incorporation of new data will allow stakeholders to respond effectively to emerging challenges and opportunities.
Technological Integration: Leveraging emerging technologies that drive the energy transition—such as energy storage, electric vehicles, wind and solar generation, AI, advanced analytics, demand response, and real-time monitoring systems—is essential. For utilities and independent power producers, these tools enable more accurate demand and renewable generation forecasting, optimize hydroelectric and other generation systems, improve grid balancing, and facilitate early identification of potential failures. From the perspective of energy users, AI can revolutionize energy management by optimizing heating, cooling, EV charging, local energy storage, and lighting in real time based on occupancy and usage patterns. For industrial plants, smart solutions can minimize energy costs and identify opportunities to shift toward cleaner energy resources like electricity as a heat source. These innovations empower both utilities and energy consumers to collaborate in achieving enhanced sustainability, cost effectiveness, and energy resilience.
Stakeholder Coordination: Effective execution requires seamless collaboration among federal and provincial (state) governments, cities, utilities and independent power producers, commercial and industrial energy users, the electricity supply chain, existing fossil fuel industry players, and community groups. Clear communication channels and well-defined roles are essential to ensure alignment and prevent missteps. This collaborative and inclusive approach ensures that all stakeholders contribute to a resilient and efficient energy transition.
Public Trust and Transparency: Transparent reporting on progress fosters public trust and secures long-term support. For instance, Denmark’s transparent communication regarding its wind energy projects has significantly increased public buy-in, helping to accelerate renewable energy adoption and achieve ambitious climate goals. Stakeholders must actively engage with communities to maintain accountability and ensure inclusivity.
Infrastructure Investments: Adequate and timely investment in critical infrastructure—such as grid upgrades, renewable energy integration, and energy storage systems—is essential. These investments must be planned to handle future growth and extreme weather events.

Risks of Failure

The risks that could lead to ineffective IESP execution include:

Growth Challenges: North American electric utilities, which have experienced limited growth since 2000, must adapt and scale operations by a factor of perhaps 3 or 4 by 2050 (but much less in Québec given its already high electrification level) to meet the demands of increasing electrification. This transformation demands the electricity supply chain—encompassing manufacturers, professional service providers, and infrastructure developers—to scale as well. Addressing this monumental operational, financial, and logistical challenge will require innovative strategies, substantial investments, and comprehensive stakeholder coordination.
Reliability and Resilience: As utilities transition into becoming the primary energy delivery system within the economy, they must enhance reliability (minimizing outages) and resilience (ensuring robust recovery and adaptability, particularly during extreme weather events).
Inflexibility: Rigid adherence to outdated plans can lead to inefficiency and missed opportunities.
Underinvestment: Insufficient funding for infrastructure development risks blackouts, bottlenecks, and public backlash.
Stakeholder Fragmentation: Lack of coordination among key players undermines progress and wastes resources.
Delayed Action: Hesitation in adapting to changing conditions exacerbates existing challenges, pushing back timelines for achieving goals.

By proactively addressing these risks and prioritizing execution excellence, Québec can ensure that its IESP delivers on its promise of a resilient and sustainable energy future.

Recommendations for Québec

Establish an Independent Planning Body: Consider an independent energy planning agency for Québec, modelled after entities like Ontario’s Independent Electricity System Operator (IESO).
Foster Stakeholder Engagement: Promoting the involvement of municipalities, Indigenous communities, and private sector actors can enrich the planning process by incorporating diverse perspectives and expertise.
Leverage Existing Strengths: Build on Hydro-Québec’s expertise in hydroelectricity and transmission grid management and on the large electricity supply chain in Québec.
Focus on Resilience: Prioritize infrastructure upgrades to accommodate electrification and extreme weather events.
Set Clear Metrics: Define performance indicators to track progress and adapt plans as necessary.

Conclusion

Integrated Energy System Planning offers Québec a roadmap to a sustainable, electrified future, fostering energy resilience, economic growth, and environmental stewardship. By embracing best practices, addressing execution challenges, and aligning efforts with provincial strengths, Québec can position itself as a global leader in the energy transition.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/integrated-energy-system-planning-iesp-a-framework-for-quebecs-energy-transition/

Débloquer le potentiel des comportements verts : leçons pour le Québec et au-delà

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Comment un comportement vert peut en influencer un autre

Les recherches montrent que s’engager dans une initiative verte, comme le recyclage ou l’achat d’un véhicule électrique (VE), peut entraîner des effets positifs ou négatifs :

Effet positif : Adopter une action écologique peut renforcer une identité environnementale, incitant les individus à adopter d’autres pratiques durables. Par exemple, quelqu’un qui a l’habitude de recycler pourrait être motivé à commencer à composter ou à réduire le gaspillage alimentaire.
Effet négatif : À l’inverse, adopter une action écologique peut entraîner une forme de «?relâchement moral?», où l’on se sent dispensé de poursuivre d’autres efforts. Une personne qui achète un VE pourrait, par exemple, justifier des actions moins durables, comme multiplier les vols longue distance.

Ce que cela signifie pour les gouvernements, les services publics et les entreprises

Pour promouvoir la durabilité, il est essentiel de comprendre la dynamique des effets d’entraînement. Bien que la volonté individuelle et les petites actions soient importantes, elles ne suffisent pas à elles seules pour provoquer les changements à grande échelle nécessaires pour relever les défis environnementaux. Des mesures réglementaires doivent jouer un rôle central pour limiter les actions non durables et instaurer une responsabilité systémique.

Stratégies clés pour un changement systémique :

Établir des normes réglementaires complètes. Mettre en place des politiques strictes qui imposent des pratiques durables dans tous les secteurs, comme des normes d’efficacité énergétique, des protocoles de gestion des déchets et des exigences en matière de recyclage. Ces règlements garantissent que les actions individuelles contribuent de manière significative aux objectifs globaux.
Intégrer des mécanismes de responsabilisation. Développer des cadres pour faire respecter les politiques environnementales, en tenant les individus et les industries responsables de leur impact. Par exemple, instaurer des sanctions pour non-respect du compostage ou interdire les plastiques à usage unique.
Faciliter l’accessibilité systémique. Mettre en œuvre des mesures qui rendent les choix durables obligatoires, comme le compostage en bordure de rue et la responsabilité des producteurs en matière de déchets. Les subventions et les incitations devraient être liées à des résultats environnementaux mesurables.
Exploiter les normes sociales et la fierté collective. S’appuyer sur la fierté communautaire et l’identité collective en fixant des objectifs ambitieux et applicables pour la réduction des déchets et la conservation de l’énergie. Mettre en avant le leadership local tout en assurant l’adhésion par un soutien structurel.

En mettant l’accent sur le changement systémique par le biais de la réglementation, les gouvernements, les services publics et les entreprises peuvent surmonter les limites des actions à petite échelle et des efforts individuels, réalisant ainsi des progrès significatifs vers la durabilité.

La position unique du Québec : opportunités et défis

Le réseau électrique vert d’Hydro-Québec, principalement alimenté par l’hydroélectricité, place la province parmi les leaders mondiaux de l’énergie propre. Cependant, ce succès s’accompagne de défis comportementaux, notamment des effets d’entraînement négatifs dans des domaines comme le recyclage et le compostage.

Voici des leçons adaptées au Québec :

Encadrer l’hydroélectricité comme un point de départ, et non une finalité : Les campagnes devraient souligner que l’électricité propre n’est que le début de la durabilité. Par exemple, un message comme «?L’hydroélectricité combat les changements climatiques. Agissons maintenant sur les déchets et la biodiversité?» peut inspirer des actions complémentaires.
Prévenir la surconsommation et le gaspillage par la réglementation. L’abondance d’énergie propre peut entraîner des comportements de gaspillage. Les politiques qui imposent l’efficacité énergétique (par exemple, la rénovation des bâtiments) et limitent la consommation inutile peuvent contrer cette tendance.
Promouvoir des actions complémentaires grâce à des mandats. Mettre en place des programmes obligatoires de compostage, de recyclage avancé et de réduction des plastiques pour garantir que tous les résidents contribuent aux objectifs de durabilité.
Exploiter la fierté locale avec un soutien politique : Les Québécois sont fiers de leur leadership environnemental. Les règlements qui renforcent ce leadership, comme des cibles strictes de réduction des déchets, peuvent transformer cette fierté en action.

Pour aller plus loin

Positive and Negative Spillovers in Pro-Environmental Behaviours

Nature Sustainability: Méta-analyse des effets d’entraînement.Lire ici

Moral Licensing and the Risks of Monetary Incentives

Frontiers in Psychology : Étude sur l’impact des motivations financières sur l’identité écologique.Lire ici

Behavioural Consistency in Green Lifestyle and Investment

Analyse des liens entre habitudes écologiques et décisions financières.Lire ici

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/debloquer-le-potentiel-des-comportements-verts-lecons-pour-le-quebec-et-au-dela/

Unlocking the Power of Green Behaviour: Lessons for Québec and Beyond

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How Green Behaviour in One Area Influences Others

Research has shown that engaging in one green initiative, such as recycling or switching to an electric vehicle (EV), can lead to positive spillovers or negative spillovers:

Positive Spillover: Taking a green action can reinforce an environmental self-identity, motivating individuals to adopt additional sustainable practices. For example, someone who regularly recycles might be inspired to compost or reduce food waste.
Negative Spillover: Conversely, engaging in one green action can lead to moral licensing, where individuals feel they’ve “done their part” and reduce efforts in other areas. A person who buys an EV, for instance, might justify less sustainable actions like taking frequent long-haul flights.

What This Means for Governments, Utilities, and Companies

For organizations promoting sustainability, understanding spillover dynamics is crucial. While individual willingness and small-scale actions are important, they alone are insufficient to drive the large-scale changes needed to tackle environmental challenges. Regulatory measures must play a central role in constraining unsustainable actions and creating systemic accountability.

Key Strategies for Systemic Change:

Set Comprehensive Regulatory Standards: Establish strict policies that mandate sustainable practices across sectors, such as energy efficiency standards, waste management protocols, and recycling requirements. These regulations ensure individual actions contribute meaningfully to broader goals.
Integrate Accountability Mechanisms: Develop frameworks to enforce compliance with environmental policies, holding individuals and industries responsible for their impact. Examples include penalties for non-compliance with composting or bans on single-use plastics.
Support Systemic Accessibility: Implement measures that make sustainable choices the default, such as mandatory curbside composting and producer responsibility for waste. Subsidies and incentives should be tied to measurable environmental outcomes.
Leverage Social Norms and Pride: Build on community pride and collective identity by setting ambitious and enforceable targets for waste diversion and energy conservation. Showcase local leadership while ensuring adherence through structural support.

By emphasizing systemic change through regulation, governments, utilities, and companies can overcome the limitations of small-scale actions and individual efforts, driving significant progress toward sustainability.

Québec’s Unique Position: Opportunities and Challenges

Hydro-Québec’s green electricity grid, powered predominantly by hydroelectricity, places it among the global leaders in clean energy. However, this success comes with its own behavioural challenges, including potential negative spillovers in areas like recycling and composting.

Here are tailored lessons for Québec:

Frame Hydro as a Starting Point, Not the Endpoint: Campaigns should emphasize that clean electricity is just the beginning of sustainability. For example, messages like “Hydropower helps fight climate change—now let’s tackle waste and protect biodiversity” can inspire complementary actions.
Prevent Overconsumption and Waste Through Regulation: Clean energy abundance can lead to wasteful behaviours. Policies that enforce energy efficiency (e.g. building retrofits) and limit unnecessary consumption can counteract this tendency.
Promote Complementary Actions Through Mandates: Enforce mandatory composting, advanced recycling, and plastic reduction programs to ensure that all residents contribute to broader sustainability goals.
Leverage Local Pride with Policy Support: Québecers take pride in their environmental leadership. Regulations that reinforce this leadership, such as stringent waste diversion targets, can turn pride into action.

For Further Reading

Positive and Negative Spillovers in Pro-Environmental Behaviours
- Nature Sustainability: Meta-analysis of spillover effects in pro-environmental behaviours.
  Read here
Moral Licensing and the Risks of Monetary Incentives
- Frontiers in Psychology: How financial framing of green actions can weaken environmental identity.
  Read here
Behavioural Consistency in Green Lifestyle and Investment
- Examines how sustainable habits align with financial behaviours.
  Read here

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/unlocking-the-power-of-green-behaviour-lessons-for-quebec-and-beyond/

Critique of the Report: “Best Practices in Integrated Resource Planning” by Synapse Energy Economics and Berkeley Lab, 6 December 2024.

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The report provides comprehensive guidelines for integrated resource planning (IRP) in the electricity sector. It serves as an excellent starting point for modernizing these processes, offering 50 best practices with concrete and applicable recommendations.

(French version: https://lnkd.in/eyRD5RNf)

Strengths

The report highlights the engagement of a diverse group of stakeholders, including regulators and consumer advocates, fostering transparency and inclusion. Additionally, its focus on scenario planning and adaptability is well-aligned with the evolving energy sector, characterized by the growth of renewables, electrification, and grid modernization.

Limitations and Concerns

The emphasis on scenario modeling and planning is considered excessive. While these tools are essential, the report does not address the risks of overcomplicating models or the challenges of translating results into concrete decisions. It also lacks guidance on the level of effort required or the timelines for preparing an IRP—an important omission as these processes become increasingly complex.

The report remains focused on electricity planning and does not adopt a broader integrated energy system planning (IESP) approach. However, electricity sector expansion must align with the transition away from fossil fuels. For example, implementing a district heating network involves coordinating the partial decommissioning of the gas grid, expanding the electrical system to power heat pumps, and establishing the heating network itself. The absence of this integrated approach complicates overall energy strategies.

Context and Key Insights

A map included in the report shows U.S. states adopting IRPs or similar processes. Notably, Texas, despite its rapid growth in renewable energy, does not require IRPs. The absence of an IRP may have played a role in the recent power outages. However, it is interesting to note that an IRP was not necessary to accelerate the deployment of renewables. This is a point worth considering.

Conclusion

Despite its strengths, the report would benefit from incorporating a broader energy perspective and clear guidance for practical implementation. A better consideration of interactions between energy sectors would enhance its utility in addressing the complex challenges of the energy industry.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/critique-of-the-report-best-practices-in-integrated-resource-planning-by-synapse-energy-economics-and-berkeley-lab-6-december-2024/

Critique du rapport : «?Best Practices in Integrated Resources Planning?» par Synapse Energy Economics et Berkeley Lab, 6 décembre 2024.

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Le rapport fournit des lignes directrices exhaustives pour la planification intégrée des ressources (PIR) dans le secteur de l’électricité. Il constitue un excellent point de départ pour moderniser ces processus, avec ses 50 pratiques exemplaires offrant des recommandations concrètes et applicables.

(English version: https://lnkd.in/e7XXCp4k)

Points forts

Le rapport met en avant la mobilisation d’un groupe diversifié d’intervenants, incluant régulateurs et défenseurs des droits des consommateurs, favorisant la transparence et l’inclusion. De plus, son accent sur la planification des scénarios et l’adaptabilité répond bien aux besoins d’un secteur énergétique en pleine évolution, marquée par l’expansion des énergies renouvelables, l’électrification et la modernisation des réseaux.

Limites et préoccupations

L’accent mis sur la modélisation et la planification des scénarios est jugé excessif. Bien que ces outils soient cruciaux, le rapport ne traite pas des risques liés à la complexification des modèles ni des difficultés à traduire les résultats en décisions concrètes. Il manque également de directives sur le niveau d’effort requis ou les échéanciers pour préparer un PIR, une lacune notable alors que ces processus deviennent de plus en plus complexes.

Le rapport reste axé sur la planification électrique et non sur une planification intégrée des ressources énergétiques (PGIRE). Or, l’expansion de l’électricité doit être alignée avec la transition des combustibles fossiles. Par exemple, la mise en œuvre d’un réseau de chauffage urbain nécessite une coordination entre le démantèlement partiel du réseau gazier, l’expansion du système électrique pour alimenter les pompes à chaleur, et l’établissement de ce réseau de chauffage. Ce manque d’intégration complique les stratégies globales.

Éléments contextuels et enseignements

Une carte incluse dans le rapport montre les États américains qui adoptent des PIR ou des processus similaires. Notamment, le Texas, malgré sa croissance rapide dans les énergies renouvelables, n’exige pas de PIR. L’absence d’un PIR a peut-être joué un rôle dans les récentes pannes de courant. Cependant, il est intéressant de noter qu’un PIR n’était pas nécessaire pour accélérer le déploiement des énergies renouvelables. C’est quelque chose à méditer.

Conclusion

Malgré ses qualités, le rapport gagnerait à intégrer une perspective énergétique plus large et des orientations claires pour l’application pratique. Une meilleure prise en compte des interactions entre secteurs énergétiques renforcerait son utilité face aux défis complexes du secteur de l’énergie.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/critique-du-rapport-best-practices-in-integrated-resources-planning-par-synapse-energy-economics-et-berkeley-lab-6-decembre-2024/

Preconceptions on EVs Lead to Wrong Infrastructure Decisions

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Drivers of internal combustion vehicles far outnumber drivers of electrical vehicles (EV). Meaning: they are often the ones deciding on EV matters.

Based on a few formal surveys and many ad hoc conversations with drivers and deciders, I unfortunately see that preconceptions on EVs too often drive decision-making on EV matters. I compiled the differences in thinking for combustion and electrical vehicle drivers in the table below. Warning: reality might shock combustion drivers.

What Combustion Drivers Think	What EV Drivers Know
Full charge: “You need to charge to 100% before driving.”	Charge enough: “I just need to have enough battery to get to where I need to go.”
Long charge time: “It takes much longer to charge your EV than to fuel an ordinary car.”	Quick charge (1): “It takes seconds to plug my EV and then I usually go do whatever I need to do.” Quick charge (2): “If I’m on a road trip, I try to charge at my destination (hotel, cottage…) so I don’t have to wait.” Quick charge (3): “If I can’t charge home, I get my car to charge overnight at a curbside station, at my workplace, or while shopping.” Don’t stand there! “Don’t you hate standing beside your car, sweeting, freezing or being rained on, while holding a filthy gas nozzle?” Slower, but who cares? “Yah, it takes a bit longer to charge at a fast-charging station, but I only charge there as a last resort and very rarely, so it doesn’t matter much since I saved so much time rarely going to gas stations.”
Range anxiety: “Will you have enough charge in the battery to get where you want to go?”	Mostly charge at home: “I mostly charge at home and most of my driving is within the 400 km (250 mi.) range of my vehicle.” Charging anxiety: “Will I be able to charge when I get to the charging station? Will there be a problem such as a broken charger, blocked access, a long waiting line or a combustion vehicle in the stall? How long will it take to charge with this fast charger?”
No charging station: “I don’t see charging stations around where I live.”	Easy to find: “Charging sites are easy to find using apps like ChargeHub or PlugShare.” Good geographic coverage: “Fast charging geographic coverage outside cities is quite good, but there may not be enough charging stalls at peak times.” Slow is best: “I rather charge at one of the many slow (level 2) destination chargers, often for free, instead of waiting at a fast charger.” Poor layout: “Why are fast chargers in the remotest corner of the parking lot, or in the middle of nowhere, without a canopy, and requiring backing up? No amenities: Is there a restroom and a place to get coffee at this charging station?” It’s complicated: “Why so many different price scheme? How do I pay? Why do I need to have so many apps on my phone? Don’t you want my business?” Unreliable public chargers: “Public chargers, especially fast ones, are often broken.”

Messaging and actions to accelerate EV adoption by combustion drivers need to dispel these preconceptions. However, these are different than the messaging and the actions necessary to meet the needs of EV drivers. For example, increasing visibility of charging stations will help combustion drivers realize that there are, indeed, many charging stations around, but it won’t help EV drivers who know how to find them anyway. However, having drive-through layouts and canopies would be greatly appreciated by EV drivers.

The dichotomy between combustion and EV drivers makes it difficult for government to promote EV adoption while ensuring that the right infrastructure is deployed. This contradiction also led to many charging operators and site owners to install chargers which ended up being lightly used, either because they are not well matched to the site, not well situated, poorly laid out or simply unattended and broken.

Better understanding what combustion drivers and EV drivers think will help us make informed investment decisions.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/preconceptions-on-evs-lead-to-wrong-infrastructure-decisions/

Managing Residential Light-Duty EV Charging – An Overview

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Big Idea

Through behavioral or direct control approaches, managed charging encourages customers to charge at times when grid and generation capacity is available. Likewise, it discourages charging during peak demand or low renewable generation periods. In doing so, it reduces the need to build additional grid and expensive or greenhouse gas emitting generators to meet the electric system load. Managed EV charging makes optimal use of existing infrastructure, lowers costs that would otherwise be incurred, and benefits ratepayers.

Analysis

Analysts show steep forecasts of the number of light-duty EVs, in parallel with increasing space and water heating electrification, adoption of electrified industrial processes and expansion of intermittent renewable generation. It’s a perfect storm of the less-know new EV loads, the highly coordinated new heating loads, and the unpredictability of new renewable supply.

Many electric utilities are rightly concerned by the impact EV charging may have on their resource plans, both in terms of energy and capacity, but are also starting to see that managed — or “smart” — EV charging may be part of the solution to the disruption brought about by the electrification of the economy and the intermittency of renewables. So, although the grid impact of unmanaged light-duty EV charging may, by itself, be relatively modest or even beneficial, managed EV charging may become a new tool for utilities to provide grid services (such as peak shifting or even frequency regulations) or to help optimize customer charges.

Light-duty managed charging aims to shift EV charging to times when generation and grid capacity is available, considering the load that needs to be served, the demand on the electrical system and its markets. To effect managed charging, utilities may rely on multiple approaches, sometimes simultaneously:

Residential unmetered incentives.
Residential dynamic rates.
Direct residential load control (V1G).
Residential Vehicle-to-Grid (V2G).

Rates and incentives are behavioral approaches, attempting to nudge customer conduct, while load control systems and V2G take action on the electrical equipment itself, without customers intervening. Managed charging programs often rely on more than one option. For instance, a utility can use unmetered incentives to get customers to opt in to time-of-use rates.

However, utilities are not the only ones vying to influence the charging patterns of EV drivers. There are indeed many stakeholders vying for attention in the EV charging ecosystem: utilities, cities, charging operators, local businesses, real-estate developers, state/provincial governments, federal government, regulators, automakers, charger manufacturers, etc. For example, installation of chargers at commercial sites and the price charged to drivers (if any) is primarily driven by business considerations, such as attracting customers (a business owner objective), and not to benefit the grid (a utility objective) or to ensure sufficient charging coverage or capacity (which may be government objectives). Another example: utilities and their regulators may set electricity rates charged to public charging station owners but charging operators (which may not own the station) usually control end-user pricing and service conditions.

Because EV charging market signals are still relatively weak and could even be in opposition, greater collaboration and alignment among EV stakeholders, with better understanding of driver behavior, will be important for the EV charging infrastructure to develop harmoniously over at least the next few years.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/managing-residential-light-duty-ev-charging-an-overview/

IEEE Webinar: The Utility Business Case to Support Light Duty EV Charging

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I presented this webinar on December 2nd. The link to the recording and the slides is here.

Let me know what you think!

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/ieee-webinar-the-utility-business-case-to-support-light-duty-ev-charging/