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

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

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

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

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

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

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

A Project of Strategic Proportions

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

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

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

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

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

Not About Cheap Power — About Timely Power

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

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

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

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

Hydro as a Remote Battery for Europe

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

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

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

European Experience with HVDC Submarine Interconnectors

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

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

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

Financial Framework: Costs and Value Potential

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

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

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

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

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

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

1. Energy Arbitrage:

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

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

2. Capacity Payments:

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

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

3. Ancillary Services and Curtailment Mitigation:

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

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

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

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

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

Modern Cable-Laying: From Great Eastern to Monna Lisa

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

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

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

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

The Market Challenge: Bridging Different Regulatory Worlds

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

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

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

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

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

Beyond Economics: Strategic and Geopolitical Dimensions

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

A transatlantic energy corridor would:

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

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

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

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

Conclusion: A Second Transatlantic Revolution

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

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

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

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

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/from-telegraph-to-terawatt-hours-why-nato-l-could-be-the-great-eastern-of-the-net-zero-age/

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

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

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

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

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

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

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

Un projet d’envergure stratégique

Le câble NATO-L relierait deux systèmes énergétiques complémentaires :

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

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

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

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

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

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

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

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

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

L’hydroélectricité comme batterie distante pour l’Europe

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

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

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

Expérience européenne en matière d’interconnexions sous-marines HVDC

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

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

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

Cadre financier : coûts et potentiel de valeur

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

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

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

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

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

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

1. Arbitrage énergétique :

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

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

2. Paiements de capacité :

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

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

3. Services auxiliaires et atténuation du contingentement :

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Le défi des marchés : concilier des structures réglementaires différentes

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

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

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

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

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

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

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

Un corridor énergétique transatlantique permettrait de :

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

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

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

Conclusion : une seconde révolution transatlantique

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

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

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

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/du-telegraphe-aux-terawattheures-pourquoi-nato-l-pourrait-etre-le-great-eastern-de-lere-carboneutre/

Comprendre Hydro-Québec, c’est comprendre le Québec

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

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

Savard met en lumière :

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

Un livre essentiel, mais aujourd’hui incomplet.

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

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

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

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

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

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/comprendre-hydro-quebec-cest-comprendre-le-quebec/

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

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

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

1. Le Canada alimente littéralement l’industrie américaine

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Les flux de capitaux favorisent les États-Unis

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

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

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

4. Défense et diplomatie

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

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

Ces gestes témoignent d’une alliance stratégique et durable.

5. Programmes sociaux : une efficacité, pas une dépendance

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

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

Cela permet d’investir dans d’autres domaines : garderies universelles, congés parentaux payés, prestations pour enfants, soutiens au revenu.

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

6. Fentanyl ? Mauvaise frontière

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

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

Ces enjeux nécessitent coordination, pas confrontation.

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

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

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

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

Conclusion : un partenaire fiable mérite le respect

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

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

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

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/commerce-canada-etats-unis-mythes-realites-et-le-role-de-lenergie-et-des-intrants-industriels/

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

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

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

Here’s what the data actually tells us:

1. Canada Powers U.S. Industry—Literally

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Capital Flows Favour the U.S.

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

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

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

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

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

4. Defence and Diplomacy

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

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

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

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

5. Social Spending: It’s About Efficiency

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

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

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

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

Canada also invests in robust social protections, including:

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

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

6. Fentanyl? Wrong Border

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

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

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

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

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

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

Conclusion: A Reliable Partner Deserves Respect

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

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

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

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

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/canada-u-s-trade-myths-realities-and-the-role-of-energy-and-industrial-inputs/

Autocracy Inc. — quand les démocraties se comportent mal

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Autocracy, Inc. de Anne Applebaum met en lumière un paradoxe puissant de notre époque : alors que les autocraties consolident leur pouvoir et manipulent le capitalisme pour asseoir leurs régimes, les démocraties ne sont pas à l’abri des mêmes dérives. Elles peuvent elles aussi manipuler les marchés, déformer les récits et utiliser la puissance économique pour imposer leur volonté. Mais il y a un risque qu’elles glissent ainsi vers l’autocratie.

De mon point de vue, qui s’ancre dans un engagement envers la gouvernance démocratique, la collaboration industrielle et une souveraineté équilibrée, les leçons d’Autocracy, Inc. dépassent largement les cas de la Russie et de la Hongrie. Elles résonnent fortement avec l’attitude actuelle des États-Unis, en particulier dans l’escalade des tensions commerciales et les menaces d’annexion implicite vis-à-vis du Canada.

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

Le cœur du message de Autocracy, Inc.

Snyder soutient que les autocraties modernes sont moins idéologiques que pragmatiques. Elles fonctionnent comme des entreprises — d’où le terme Autocracy, Inc. — selon une logique où :

Le pouvoir de l’État sert des intérêts privés
La corruption remplace la transparence
Les leviers économiques prennent la place de la force militaire
Le contrôle du récit prime sur la vérité

Plutôt que d’exporter une idéologie, ces régimes exportent l’impunité. Et, fait troublant, les systèmes financiers et politiques mondiaux les soutiennent souvent tacitement.

Mais l’avertissement le plus glaçant de Snyder est celui-ci : les méthodes de l’autocratie peuvent contaminer les démocraties, surtout lorsqu’elles cherchent à maintenir leur domination dans un monde en mutation.

Les États-Unis comme actionnaire réticent de Autocracy, Inc.

Dans les tensions commerciales actuelles avec le Canada, on peut observer des tactiques empruntées au manuel autocratique — même de la part d’un partenaire démocratique historique.

Les États-Unis :

Utilisent l’accès à leur marché comme levier
Interprètent les politiques «?Buy American?» de manière à désavantager les entreprises canadiennes
Exercent des pressions pour aligner les chaînes d’approvisionnement canadiennes sur leurs priorités
Bloquent ou entravent les exportations d’énergie canadienne sous prétexte d’autosuffisance ou de sécurité

Ces actions ne prétendent même plus s’inscrire dans une transition verte ou un projet démocratique commun. Les États-Unis poursuivent une stratégie industrielle nationaliste étroite — privilégiant le contrôle intérieur à la coopération internationale, même avec leurs alliés les plus proches.

Ce n’est pas un partenariat. C’est de la coercition économique au service d’une domination stratégique, selon une logique qui rappelle celle des régimes autocratiques : consolider le pouvoir, sécuriser les chaînes d’approvisionnement, imposer ses conditions.

Sous cet angle, les États-Unis se comportent moins comme un allié coopératif que comme un actionnaire dominant de Autocracy, Inc., utilisant leur position pour imposer leur volonté — sans idéologie, uniquement par la force économique.

Ce que cela signifie pour le Canada

Le moment appelle à une vision stratégique claire.

Le Canada doit :

Renforcer ses capacités souveraines — non pas pour s’isoler, mais pour négocier d’égal à égal
Développer des marchés intérieurs solides — en éliminant les barrières commerciales interprovinciales et en favorisant les chaînes de valeur régionales
Nouer des partenariats résilients — notamment avec l’Europe et les démocraties hors de la sphère étatsunienne
Élaborer une politique industrielle fondée sur la réciprocité et la résilience — plutôt que sur la seule efficacité

Il nous faut dépasser la nostalgie de l’ordre multilatéral d’après-guerre, qui n’existe plus. La vraie question est de savoir si nous pouvons cocréer un nouveau modèle où les démocraties de petite et moyenne taille ne sont pas des vassales, mais des partenaires essentiels — des partenaires qui s’épaulent politiquement, mais aussi qui offrent des alternatives économiques fiables. Le Canada, en particulier, peut et doit se substituer à certains produits et ressources que nos alliés obtiennent actuellement des États-Unis.

Conclusion : la démocratie, ce n’est pas que les élections

L’avertissement de Snyder est limpide : Autocracy, Inc. n’est pas seulement un diagnostic des régimes autoritaires — c’est une grille de lecture pour comprendre comment les démocraties peuvent se dégrader de l’intérieur, ou commencer à imiter ce qu’elles prétendaient combattre.

Le comportement des États-Unis dans cette guerre commerciale avec le Canada devrait tous nous inquiéter — non pas parce qu’il reflète Moscou ou Pékin, mais parce qu’il montre à quelle vitesse les valeurs peuvent se tordre lorsque le pouvoir est en jeu.

Le Canada peut — et doit — répondre, non pas en imitant, mais en s’appuyant sur des principes démocratiques fermes, une autonomie stratégique et une vision de la collaboration industrielle fondée sur l’équité et l’intérêt mutuel.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/autocracy-inc-quand-les-democraties-se-comportent-mal/

Autocracy Inc. — democracies behaving badly

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Anne Applebaum’s Autocracy, Inc. exposes a powerful paradox of our time: while autocracies consolidate power and manipulate capitalism to entrench their regimes, democracies are not immune to these same tactics. They, too, can manipulate markets, distort narratives and use economic might to impose their will. But there is then a risk that they will slide towards autocracy.

From my perspective—rooted in a commitment to democratic governance, industrial collaboration, and balanced sovereignty—the lessons of Autocracy, Inc. extend well beyond Russia or Hungary. They resonate strongly with the current posture of the United States, particularly in relation to its escalating commercial tensions and annexation threats towards Canada.

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

The core message of Autocracy, Inc.

Snyder’s thesis is that modern autocracies are less about ideology and more about control. They operate like corporations—hence “Autocracy, Inc.”—with:

State power serving private interests
Corruption replacing transparency
Economic levers substituting military force
Narrative control overshadowing truth

Rather than exporting ideology, these regimes export impunity. And troublingly, global financial and political systems often go along.

But Snyder’s most chilling insight is this: the methods of autocracy can spread to democracies, especially those trying to maintain dominance in a world of shifting power.

The U.S. as a reluctant shareholder of Autocracy, Inc.

In the current trade tensions with Canada, we can observe the autocratic playbook in action—even from a long-standing democratic partner.

The United States is:

Using market access as leverage
Interpreting “Buy American” policies in ways that disadvantage Canadian firms
Exerting pressure to align Canada’s supply chains with U.S. priorities
Blocking or undermining Canadian energy exports under the guise of self-sufficiency or security

These actions no longer even pretend to be part of a green transition or a shared democratic project. The U.S. is pursuing a narrow, nationalistic industrial agenda—prioritizing domestic control over international cooperation, even with its closest allies.

This isn’t partnership. It’s economic coercion in service of strategic dominance, echoing the same logic that fuels autocratic regimes: consolidate power, secure supply chains, and dictate terms.

From this vantage point, the U.S. behaves less like a cooperative ally and more like a dominant shareholder in Autocracy, Inc., leveraging its position to extract compliance—no ideology, just economic muscle.

What this means for Canada

This moment calls for strategic clarity.

Canada must:

Strengthen sovereign capabilities—not to isolate, but to negotiate as equals
Develop strong internal markets—by breaking down interprovincial trade barriers and encouraging regional value chains
Build resilient partnerships—especially with Europe and democratic countries beyond the U.S. sphere
Craft an industrial policy rooted in reciprocity and resilience—not just efficiency or convenience

We need to move beyond nostalgia for a postwar rules-based order that no longer exists. The question now is whether we can co-create a new model where small and mid-sized democracies are not vassals, but vital partners for each other—partners who not only support one another politically, but also provide reliable economic alternatives. Canada, in particular, can and should substitute for some of the products and resources that our allies currently rely on the U.S. for.

Conclusion: democracy is more than elections

Snyder’s warning is clear: Autocracy, Inc. isn’t just a diagnosis of authoritarian regimes—it’s a lens to understand how democracies can decay from within, or start mimicking what they once opposed.

The U.S.’s behaviour in this commercial war with Canada should concern us all—not because it mirrors Moscow or Beijing, but because it shows how quickly values can bend when power is at stake.

Canada can—and must—respond, not by imitating, but by standing firm in democratic principles, strategic autonomy, and a vision of industrial collaboration rooted in fairness and mutual benefit.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/autocracy-inc-democracies-behaving-badly/

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

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

L’intégration profonde du réseau électrique du Canada avec celui des États-Unis a longtemps offert des avantages économiques, notamment grâce à un échange transfrontalier efficace. Des provinces comme le Québec, l’Ontario, le Manitoba et la Colombie-Britannique ont tiré parti de ce système interconnecté pour exporter leur surplus d’énergie hydroélectrique, stabiliser l’offre et la demande et générer des revenus. Cependant, cette intégration crée aussi des vulnérabilités stratégiques, notamment en raison des tensions géopolitiques et des changements de politique aux États-Unis, qui exposent les compagnies d’électricité canadiennes à de nouveaux risques.

Compte tenu des risques croissants liés au levier économique des États-Unis, aux changements réglementaires et même à la rhétorique d’annexion, le Canada doit réévaluer son approche en matière d’interconnexions électriques et de gouvernance du réseau. Doit-il réduire sa dépendance aux interconnexions avec les États-Unis ? Devrait-il établir un opérateur de réseau indépendant (ISO) à l’échelle nationale?? Le Canada doit-il développer ses propres interconnexions est-ouest, afin de ne plus dépendre des interconnexions nord-sud avec les États-Unis ?

Une province a déjà choisi une voie plus autonome : le Québec. Hydro-Québec exploite un réseau indépendant, alimenté par ses propres infrastructures et installations ainsi qu’au Labrador, tout en exportant et important de l’énergie vers les États-Unis selon ses propres conditions. Ce modèle démontre qu’il est possible de garder le contrôle sur l’approvisionnement en électricité tout en participant au commerce transfrontalier. Reste à savoir : le Canada devrait-il suivre cet exemple??

Vulnérabilités stratégiques du commerce d’électricité entre le Canada et les États-Unis

Le réseau électrique du Canada n’est pas unifié à l’échelle nationale, mais plutôt une mosaïque de réseaux provinciaux, dont plusieurs sont davantage connectés aux États-Unis qu’aux provinces voisines.

Principales lignes de transport électrique en Amérique du Nord (

Ces interconnexions procurent une stabilité et des profits liés aux échanges d’électricité, mais elles exposent également le Canada à plusieurs risques :

Influence géopolitique : Les États-Unis pourraient utiliser le commerce de l’électricité comme un levier de négociation dans des différends économiques ou sécuritaires, en imposant des tarifs, des plafonds de prix ou des barrières réglementaires.
Dépendance réglementaire : Les compagnies d’électricité canadiennes doivent se conformer aux normes de fiabilité définies aux États-Unis par la North American Electric Reliability Corporation (NERC) et ses entités régionales, ce qui soumet le Canada aux décisions politiques américaines.

Risques de cybersécurité : Les interconnexions transfrontalières créent des vulnérabilités en matière de cybersécurité. Si des agences américaines comme le Department of Energy (DOE) ou la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) subissent des réductions budgétaires, la supervision de la sécurité du réseau pourrait s’affaiblir, exposant ainsi le Canada à des menaces accrues. De plus, de récents développements suggèrent que les États-Unis ne qualifient plus la Russie de menace pour la cybersécurité, ce qui soulève des inquiétudes quant à la pertinence des mesures défensives américaines contre d’éventuelles cyberattaques. (The Guardian)

Ces préoccupations rejoignent les conclusions du rapport 2018 du Comité permanent des ressources naturelles, intitulé «?Strategic Electricity Interties?», qui souligne la nécessité de renforcer les interconnexions interprovinciales. Ce rapport met en évidence le fait que la dépendance du Canada aux interconnexions nord-sud nuit à la sécurité énergétique et limite sa flexibilité économique, ce qui accentue l’urgence d’adopter une stratégie nationale.

Comment les réseaux électriques du Canada et des États-Unis sont-ils interconnectés?? Et pourquoi est-ce important??

Le système électrique nord-américain est composé de plusieurs « interconnexions?», qui fonctionnent de manière coordonnée, mais ne sont pas synchronisées. Une interconnexion est un vaste système électrique régional où plusieurs réseaux opèrent en parfaite synchronisation, ce qui permet à l’électricité de circuler efficacement. Tous ces réseaux fonctionnent à environ 60 Hertz (Hz), mais sans être exactement en phase. Chaque interconnexion équilibre indépendamment sa production et sa consommation, avec des capacités de transfert limitées entre elles.

Les États-Unis et le Canada partagent plusieurs interconnexions majeures, qui facilitent les flux d’électricité et la coordination en matière de fiabilité.

Principales interconnexions et entités régionales du NERC

Interconnexion de l’Est : Couvre la majeure partie de l’Amérique du Nord à l’est des Rocheuses, incluant l’Ontario, le Manitoba et les provinces maritimes. Il s’agit de la plus vaste interconnexion.
Interconnexion de l’Ouest : Comprend la Colombie-Britannique et l’Alberta et s’étend aux États américains de l’Ouest.
Interconnexion du Québec : Contrairement au reste du Canada, le Québec fonctionne de manière indépendante et utilise des liaisons haute tension en courant continu (HVDC) et d’autres liaisons asynchrones pour se connecter à l’interconnexion de l’Est sans synchronisation directe.
Interconnexions du Texas et de l’Alaska : Ces systèmes étatsuniens fonctionnent indépendamment du reste du réseau nord-américain, sans lien direct avec le Canada.

Qui contrôle réellement le réseau électrique canadien?? Le rôle de NERC, NPCC, WECC et MRO

Bien que le Canada gère ses ressources électriques, la fiabilité du réseau est fortement influencée par la NERC et ses entités régionales, qui imposent des normes à l’échelle de l’Amérique du Nord pour les échanges transfrontaliers et la fiabilité du réseau, dont :

NPCC (Northeast Power Coordinating Council) : Couvre le Québec, l’Ontario, les provinces maritimes et les états du Nord-Est étatsunien.
WECC (Western Electricity Coordinating Council) : Supervise la Colombie-Britannique et l’Alberta et assure la coordination avec les états de l’ouest des États-Unis.
MRO (Midwest Reliability Organization) : Inclut le Manitoba, la Saskatchewan et une partie de l’Ontario, intégrant avec le Midwest américain.

Comme ces organisations relèvent toutes de la NERC, les services publics canadiens doivent se conformer aux normes américaines, même lorsqu’ils desservent uniquement le marché intérieur. Si les politiques de sécurité nationale des États-Unis ou leurs accords commerciaux évoluent, le Canada pourrait être contraint par des réglementations extérieures.

Des interconnexions strictement canadiennes : une alternative au réseau nord-américain

Le Québec exploite sa propre interconnexion, distincte des interconnexions de l’Est et de l’Ouest. C’est la seule province canadienne à disposer d’un réseau autonome, lui conférant un contrôle stratégique sur ses flux énergétiques et ses échanges commerciaux. L’interconnexion québécoise repose sur des liaisons HVDC et d’autres liaisons asynchrones, permettant une régulation technique indépendante des échanges transfrontaliers.

Cette séparation a d’abord été conçue pour protéger l’interconnexion de l’Est des perturbations pouvant être causées par les longues lignes de transport d’énergie provenant du nord du Québec. Ce modèle permet au Québec de gérer efficacement son réseau quasi exclusivement hydroélectrique tout en maintenant un contrôle indépendant de ses opérations et de ses politiques d’exportation. Notamment, grâce à cette interconnexion autonome, le Québec n’a pas été affecté par la gigantesque panne de 2003, qui a commencé en Ohio et a laissé l’Ontario sans électricité. Cet incident, qui a touché plus de 50 millions de personnes, démontre à quel point le reste du Canada dépend de la stabilité du réseau américain.

Ce modèle confère au Québec une plus grande indépendance, l’isolant des défis potentiels de réglementation ou de fiabilité aux États-Unis. Cette indépendance crée un précédent pour l’établissement d’interconnexions exclusivement canadiennes, réduisant l’exposition aux parties américaines des interconnexions de l’Est et de l’Ouest. Étant donné la taille du Canada, cela nécessiterait deux interconnexions ou plus, reliées par de nouvelles liaisons HVDC.

La transition vers des interconnexions strictement canadiennes serait un projet de longue haleine, nécessitant au moins une décennie. Un exemple pertinent est celui des États baltes, qui ont récemment abandonné le réseau russe pour se synchroniser avec celui de l’Union européenne. Cette transition a exigé d’importants investissements dans la modernisation du réseau, le renforcement des infrastructures et une coordination internationale, et a pris plus de 15 ans à être achevée. Le Canada devrait envisager une planification similaire pour assurer une transition fluide vers une indépendance énergétique accrue.

Conclusion : la nécessité d’une stratégie électrique canadienne

Des interconnexions strictement canadiennes, appuyées par des liaisons HVDC est-ouest, permettraient au Canada de mieux équilibrer ses ressources renouvelables, d’assurer une plus grande fiabilité et de réduire sa dépendance aux réglementations et politiques américaines. Le Québec prouve déjà qu’un modèle de gestion indépendante est viable, offrant ainsi une feuille de route pour les autres provinces.

Bien que ce projet implique des défis importants, notamment en termes de coûts d’infrastructure et d’opposition provinciale, il pourrait représenter la meilleure solution à long terme pour assurer la souveraineté énergétique du Canada et renforcer la résilience de son réseau électrique.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/le-reseau-electrique-du-canada-a-la-croisee-des-chemins-reduire-la-dependance-aux-etats-unis-par-des-interconnexions-nationales/

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

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

The deep integration of Canada’s electricity grid with the United States has long provided economic benefits, particularly through efficient cross-border energy trade. Provinces like Québec, Ontario, Manitoba, and British Columbia have leveraged this interconnected system to export surplus hydroelectric power, stabilize supply and demand, and generate revenue. However, this integration also presents strategic vulnerabilities, especially as geopolitical tensions and U.S. policy shifts introduce new risks to Canadian utilities.

With the rising risks of U.S. economic leverage, regulatory changes, and even annexation rhetoric, Canada must rethink its approach to electricity interconnections and grid governance. Should Canada reduce its reliance on U.S. interconnections? Should it establish independent system operators (ISO) that cross provincial boundaries? Should Canada develop its own electricity interconnections, replacing reliance on the North American Eastern and Western Interconnections?

One province already operates with a degree of electricity sovereignty: Québec. Hydro-Québec runs a largely independent electricity network, relying on its own grid and generating stations, as well as in Labrador, while selectively exporting and importing power to U.S. markets. This model offers Canada an example of how to maintain control over electricity supply while still engaging in cross-border trade on its own terms. The question remains: should Canada as a whole follow suit?

Strategic Vulnerabilities in the U.S.-Canada Electricity Trade

Canada’s electrical infrastructure is not a unified, nationwide network but rather a patchwork of provincial grids, many of which have stronger north-south ties to the U.S. than east-west connections to other Canadian provinces.

Major Power Transmission Lines in North America (

The U.S. ties provide stability and allow for profitable electricity trade but also expose Canada to risks such as:

Geopolitical Leverage: The U.S. could use electricity trade as a bargaining tool in broader economic or security disputes, imposing tariffs, price caps, regulatory barriers, or restrictions on Canadian electricity exports.
Regulatory Dependence: Canadian utilities must comply with U.S.-based reliability standards set by the North American Electric Reliability Corporation (NERC) and its regional entities, leaving Canada vulnerable to U.S. policy changes. Incidentally, the original name was the U.S. National Electric Reliability Council, later changed to “North American” in recognition of Canada’s participation.

Security Risks: Cross-border interdependencies create cybersecurity risks. If the U.S. Department of Energy (DOE) or related agencies like the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) face budget cuts (as seen by the Federal Aviation Administration, FAA), oversight of grid security could weaken, potentially exposing Canada to reliability threats. Furthermore, recent developments suggest the U.S. is no longer characterizing Russia as a cybersecurity threat, raising concerns about the adequacy of U.S. defensive measures against potential cyberattacks. (The Guardian)

These concerns align with findings from the Standing Committee on Natural Resources’ 2018 report, ****************“Strategic Electricity Interties”, which emphasized the need for greater interprovincial energy transmission. The report highlighted that Canada’s reliance on north-south interconnections limits energy security and economic flexibility, reinforcing the urgency for a stronger national electricity strategy.

How the U.S. and Canadian Grids Connect—and Why It Matters

The North American power system consists of multiple interconnected grids, called “interconnections”, that operate in coordination but are not all synchronized. An interconnection refers to a large-area electrical system where multiple power networks operate in synchrony, allowing electricity to flow seamlessly across vast regions. These systems all run at around 60 Hertz (Hz), but not exactly in phase. Each interconnection maintains its own balance of electricity generation and demand, with only limited transfer capacity between them.

The United States and Canada share several major power interconnections that facilitate electricity trade and reliability coordination.

NERC’s Key Interconnections and Regional Entities

Eastern Interconnection: Covers most of North America east of the Rocky Mountains, including Ontario, Manitoba, and the Maritimes. It is the largest of the interconnections.
Western Interconnection: Covers British Columbia and Alberta, extending into the western U.S. states.
Québec Interconnection: Unlike the rest of Canada, Québec operates as a separate interconnection, using high-voltage direct current (HVDC) and other asynchronous ties to connect to the Eastern interconnection rather than synchronizing with it.
Texas and Alaska Interconnections: These U.S. systems are also independent and not synchronized with the Eastern or Western Interconnections, though they do not directly impact Canadian utilities.

Who Really Controls Canada’s Grid? The Role of NERC, NPCC, WECC, and MRO

While Canada controls its electricity resources, because of the common interconnections, grid reliability is heavily influenced by NERC and its regional entities, which enforce standards across North America to coordinate cross-border electricity flows and reliability planning, including:

NPCC (Northeast Power Coordinating Council): Covers Québec, Ontario, the Maritimes, and the U.S. Northeast states.
WECC (Western Electricity Coordinating Council): Oversees British Columbia and Alberta, ensuring coordination with the U.S. western states.
MRO (Midwest Reliability Organization): Includes Manitoba, Saskatchewan, and part of Ontario, integrating with the U.S. Midwest.

Since all these organizations operate under NERC’s authority, Canadian utilities must comply with U.S. regulatory standards, even when serving domestic markets. This means that if U.S. national security concerns or trade policies shift, Canada could face regulatory constraints beyond its control.

Canada-Only Interconnections: An Alternative to the North American Grid

Québec operates its own separate interconnection, distinct from the Eastern and Western Interconnections used by the rest of Canada. It is the only province in Canada with an autonomous grid, giving it strategic control over energy flows and trade policies, distinct from the Eastern and Western Interconnections used by the rest of Canada. It is the only province in Canada with a fully autonomous grid, giving it strategic technical control over energy flows and trade policies. The Québec interconnection has HVDC and other asynchronous ties to the U.S. and the rest of Canada, allowing it to regulate cross-border electricity flow independently.

This separation was originally designed to protect the Eastern Interconnection from disruptions caused by Québec’s long-distance transmission lines carrying hydroelectric power from the north. The independent structure allows Québec to efficiently manage its unique energy system, which is almost entirely hydro-based, while also maintaining full control over its grid operations and trade policies. Notably, because of this independent interconnection, Québec was unaffected by the massive 2003 Northeast Blackout that began in Ohio, while Ontario suffered extensive outages. This blackout disrupted power for over 50 million people, demonstrating how reliant the rest of Canada is on U.S. grid stability. This incident highlights the vulnerability of Canadian grids to disruptions originating in the U.S.

This model gives Québec greater independence, insulating it from potential U.S. regulatory or reliability challenges. This model sets a precedent for the creation of Canada-only interconnections, reducing exposures to the U.S. portions of the Eastern and Western Interconnections. Given Canada’s vast geography, this would likely require two or more independent interconnections linked by new high-voltage direct current (HVDC) interties.

The transition to Canada-only interconnections would be a long-term, complex endeavour, likely requiring at least a decade to fully implement. A relevant example is the Baltic states’ recent separation from the Russian grid and synchronization with the European Union’s network. This transition required extensive investments in grid modernization, infrastructure upgrades, and international coordination, taking over 15 years from planning to execution. The Canadian grid would require similar long-term planning to ensure a smooth transition away from reliance on the U.S. interconnections. This underscores the significant investment, coordination, and infrastructure development necessary for such a shift.

Conclusion: The Need for a Canadian Electricity Strategy

A Canada-only interconnection system, supported by HVDC east-west transmission, would allow Canada to balance renewable energy, ensure reliability, and reduce dependence on U.S. policies and regulations. Québec already serves as a model for greater energy independence, proving that Canada can maintain sovereignty while selectively engaging in energy trade.

While this path presents challenges—including infrastructure costs and provincial resistance—it may be the best long-term strategy for protecting Canada’s energy sovereignty and grid resilience.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/canadas-electricity-grid-at-a-crossroads-reducing-u-s-dependence-through-national-interconnections/

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

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

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

Napoleonic France emphasized centralized scientific progress, while Industrial Revolution Britain thrived on market-driven experimentation and private-sector collaboration. The result? Britain rapidly adopted innovations like steam power, while France, despite breakthroughs, struggled with scalability and commercialization.

Fast forward to today—Canada faces a similar crossroads. While state-driven initiatives in clean energy have driven remarkable progress, ensuring that these innovations transition from research labs to large-scale adoption remains a challenge.

?? Should Canada focus more on private-sector incentives to accelerate commercialization? ?? What lessons from history can help balance government-led research with entrepreneurial agility?

The answers lie in a strategic blend of historical lessons, modern policies, and bold action. Read on to discover how Canada and Québec can build an energy ecosystem that scales innovation and strengthens national energy security.

I. Comparing the Two Innovation Models in Energy

While both Napoleonic France and Industrial Revolution Britain played crucial roles in energy innovation, their approaches differed significantly. France’s state-led model focused on controlled scientific advancements, while Britain’s decentralized market-driven approach encouraged rapid adoption. The table below highlights key contrasts between the two models:

This contrast demonstrates that while state-led research can produce major breakthroughs, sustained technological progress often depends on decentralized innovation networks, private investment, and market-driven incentives. In Britain, organizations such as the Lunar Society (which included inventors like James Watt and Matthew Boulton) and the Royal Society provided crucial platforms for knowledge exchange and collaboration. These informal networks allowed inventors to refine ideas and accelerate practical applications, fostering a dynamic innovation ecosystem.

In contrast, France relied on formal institutions like the Académie des Sciences and the École Polytechnique, which focused on state-led scientific progress. While these institutions ensured a high level of theoretical knowledge and systematic research, the centralized control limited the commercial scalability of innovations. Canada and Québec must find a balance between these models to successfully scale clean energy technologies in today’s geopolitical landscape.

II. Invention vs. Adoption in Energy

Case Study: Innovation in Steam Power

France contributed foundational research in energy innovation. Sadi Carnot (1824) developed thermodynamic theory, laying the foundation for modern heat engines. However, France’s lack of industrial ecosystems prevented immediate practical applications.

Before then, James Watt’s steam engine (1769) had revolutionized British industry, allowing for mass production in textiles, mining, and railways. Britain’s private investment networks and industrial-scale coal extraction fuelled rapid adoption. Additionally, British inventors frequently engaged in tinkering and trial-and-error experimentation, often producing early prototypes without a deep theoretical foundation. The Lunar Society facilitated discussions that helped bridge the gap between scientific theory and practical industrial applications.

Implications for Canada and Québec

Québec, with its strong hydroelectric sector, mirrors France’s state-led model, where major energy projects are government-controlled. For new clean energy technologies (e.g. green hydrogen, battery storage), Canada must enable private-sector investment to scale adoption beyond state-supported projects. Encouraging experimental innovation hubs and public laboratories where companies can test and refine early-stage clean energy solutions could accelerate commercialization. Given current economic and geopolitical pressures, including U.S. annexation threats, Canada must ensure energy independence and strategic resource control to avoid economic vulnerability. Fostering a Canada-wide energy ecosystem and encouraging energy entrepreneurs to collaborate across provinces is critical, especially now, as collaboration with U.S. firms will be more difficult.

III. Challenges in Adoption: Comparing France, Britain, and Canada/Québec

1. Centralized Control Slows Commercialization

Napoleonic France’s highly structured approach to scientific progress meant that while significant breakthroughs were made, they were often constrained by bureaucratic control. Scientists and engineers worked on government mandates, and private-sector incentives were minimal. This created an environment where technological advancements were slow to reach industrial applications.

Meanwhile, Britain’s market-driven model encouraged widespread industrial adoption, fuelled by private investment and strong patent protections. Inventors had the freedom to develop, refine, and commercialize their work, leading to rapid advancements in energy technology.

Similarly, Canada today faces challenges in bridging the gap between government-supported research and large-scale industrial adoption. While public R&D investments have driven advancements in renewable energy, bureaucratic barriers, especially between provinces, and regulatory constraints have slowed down commercialization. Canada and Québec must ensure that clean energy innovations do not stagnate in research institutions but instead transition into widespread market use.

2. Energy Innovation Needs Market Adoption

Napoleonic France saw many groundbreaking scientific discoveries, yet these innovations often remained confined to academic or military applications rather than being widely implemented in the economy.

Britain’s decentralized, private-sector-driven model allowed for rapid adoption of technological advancements, particularly in the energy sector.

Canada faces similar challenges today—while it has strengths in energy innovation (e.g. hydroelectric power, carbon capture, and battery technology), adoption remains limited due to regulatory constraints and a lack of private-sector incentives.

To fully realize the potential of clean energy technologies, Canada must align market forces with innovation incentives, ensuring that breakthroughs transition into widespread industrial and consumer use.

Encouraging domestic adoption of clean technologies will reduce reliance on external markets, making Canada more resilient in the face of geopolitical instability.

IV. Strategic Priorities for Canada and Québec in Energy

The lessons from France and Britain’s historical approaches to innovation offer valuable guidance for Canada and Québec’s energy future. A successful energy transition requires a strategic balance between government support and industrial policies and private-sector dynamism. Policies should foster investment, streamline market adoption, and prioritize energy sovereignty to ensure long-term resilience.

1. Encourage Private Investment in Clean Energy — Government-backed research should actively partner with industry to ensure commercial-scale adoption. Canada must prioritize energy independence in response to U.S. trade aggression.

2. Ensure Resilience in Energy Supply Chains — Trade conflicts highlight the need for electrical equipment, domestic battery and clean energy technology production.

3. Decentralized Innovation Clusters Are More Effective Than Bureaucratic Control — Canada and Québec should strengthen regional energy innovation clusters while ensuring national coordination. Although clusters may focus on specific technologies, a cohesive strategy will maximize innovation, resource-sharing, and energy security.

4. Energy Sovereignty Must Be a National Priority — Given geopolitical threats, Canada must protect strategic energy assets and infrastructure from foreign control.

Conclusion: Canada’s Path Forward in Energy Innovation

The contrast between France’s structured scientific advancements and Britain’s hands-on, market-driven tinkering highlights key lessons for Canada and Québec today. By leveraging state-led research while fostering private-sector commercialization, Canada can establish a strong, resilient clean energy sector that ensures long-term economic stability and energy security.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/innovation-in-napoleonic-france-and-industrial-revolution-britain-lessons-for-canada-and-quebec-in-energy/

L’innovation en France napoléonienne et en Grande-Bretagne industrielle : Leçons pour le Canada et le Québec en matière d’énergie

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Que peuvent apprendre le Canada et le Québec de l’histoire pour stimuler l’innovation énergétique aujourd’hui??

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/linnovation-en-france-napoléonienne-et-industrielle-leçons-marcoux-ojdue/)

La France napoléonienne a mis l’accent sur les progrès scientifiques centralisés, tandis que la Grande-Bretagne industrielle a prospéré grâce à l’expérimentation axée sur le marché et à la collaboration avec le secteur privé. Résultat?? La Grande-Bretagne a rapidement adopté des innovations comme la machine à vapeur, tandis que la France, malgré des avancées, a eu du mal avec la mise à l’échelle et la commercialisation.

Aujourd’hui, le Canada est à un carrefour similaire. Alors que les initiatives étatiques en matière d’énergie propre ont permis des progrès remarquables, garantir que ces innovations passent des laboratoires de recherche à une adoption à grande échelle reste un défi.

?? Le Canada devrait-il se concentrer davantage sur les incitations au secteur privé pour accélérer la commercialisation?? ?? Quelles leçons de l’histoire peuvent aider à équilibrer la recherche dirigée par le gouvernement et l’agilité entrepreneuriale??

Les réponses résident dans un mélange stratégique de leçons historiques, de politiques modernes et d’actions audacieuses. Découvrez comment le Canada et le Québec peuvent bâtir un écosystème énergétique qui favorise l’innovation et renforce la sécurité énergétique nationale.

I. Comparaison des deux modèles d’innovation énergétique

Bien que la France napoléonienne et la Grande-Bretagne de la révolution industrielle aient toutes deux joué un rôle crucial dans l’innovation énergétique, leurs approches différaient considérablement. Le modèle dirigé par l’État en France était axé sur des avancées scientifiques contrôlées, tandis que l’approche décentralisée et axée sur le marché de la Grande-Bretagne encourageait une adoption rapide. Le tableau ci-dessous met en évidence les principales différences entre ces deux modèles :

Ce contraste montre que si la recherche dirigée par l’État peut générer des percées majeures, le progrès technologique durable repose souvent sur des réseaux d’innovation décentralisés, des investissements privés et des incitations axées sur le marché. En Grande-Bretagne, des organisations comme la Lunar Society (qui comprenait des inventeurs comme James Watt et Matthew Boulton) et la Royal Society ont offert des plateformes essentielles pour l’échange de connaissances et la collaboration. Ces réseaux informels ont permis aux inventeurs de perfectionner leurs idées et d’accélérer les applications pratiques, favorisant ainsi un écosystème d’innovation dynamique.

En revanche, la France s’appuyait sur des institutions formelles, comme l’Académie des Sciences et l’École Polytechnique, axées sur les progrès scientifiques dirigés par l’État. Bien que ces institutions aient garanti un haut niveau de connaissances théoriques et de recherche systématique, le contrôle centralisé limitait la commercialisation des innovations. Le Canada et le Québec doivent trouver un équilibre entre ces modèles pour développer efficacement les technologies d’énergie propre dans le contexte géopolitique actuel.

II. Invention vs adoption en énergie

Étude de cas : Innovation dans la vapeur

La France a contribué à la recherche fondamentale en innovation énergétique. Sadi Carnot (1824) a développé la théorie de la thermodynamique, posant ainsi les bases des moteurs thermiques modernes. Cependant, l’absence d’un écosystème industriel a empêché des applications pratiques immédiates.

Auparavant, la machine à vapeur de James Watt (1769) avait révolutionné l’industrie britannique, permettant la production de masse dans le textile, l’exploitation minière et les chemins de fer. Les réseaux d’investissement privés et l’extraction massive de charbon en Grande-Bretagne ont favorisé une adoption rapide. De plus, les inventeurs britanniques pratiquaient fréquemment l’expérimentation et les ajustements progressifs, souvent en produisant des prototypes sans base théorique approfondie. La Lunar Society a facilité les discussions permettant de combler l’écart entre la théorie scientifique et les applications industrielles.

Implications pour le Canada et le Québec

Le Québec, avec son secteur hydroélectrique dominant, reflète le modèle dirigé par l’État de la France, où les grands projets énergétiques sont sous contrôle gouvernemental. Pour les nouvelles technologies d’énergie propre (ex. hydrogène vert, stockage d’énergie), le Canada doit favoriser les investissements privés pour accélérer l’adoption au-delà des projets soutenus par l’État. Encourager des centres d’innovation expérimentale et des laboratoires publics où les entreprises peuvent tester et affiner des solutions énergétiques en phase initiale pourrait accélérer la commercialisation.

III. Défis d’adoption : comparaison entre la France, la Grande-Bretagne et le Canada/Québec

1. Le contrôle centralisé ralentit la commercialisation

La France napoléonienne a adopté une approche hautement structurée du progrès scientifique, ce qui a conduit à des avancées majeures, mais souvent limitées par un contrôle bureaucratique strict. Les scientifiques et ingénieurs travaillaient sous mandats gouvernementaux, et les incitations du secteur privé étaient limitées. Résultat : les avancées technologiques mettaient du temps à être appliquées industriellement.

En revanche, le modèle britannique axé sur le marché a favorisé une adoption industrielle rapide, soutenue par l’investissement privé et des protections de brevets solides. Les inventeurs avaient la liberté de développer, affiner et commercialiser leurs innovations, entraînant ainsi des progrès énergétiques rapides.

De la même manière, le Canada fait aujourd’hui face à un défi similaire, devant combler le fossé entre la recherche financée par l’État et l’adoption industrielle à grande échelle. Malgré des investissements publics en R&D ayant conduit à des avancées dans les énergies renouvelables, les barrières bureaucratiques, particulièrement interprovinciales, et les contraintes réglementaires ralentissent la commercialisation. Le Canada et le Québec doivent s’assurer que les innovations énergétiques propres ne stagnent pas dans les institutions de recherche, mais qu’elles soient intégrées dans l’ensemble du marché.

2. L’innovation énergétique nécessite une adoption industrielle

La France napoléonienne a produit de nombreuses découvertes scientifiques majeures, mais celles-ci sont souvent restées confinées à des applications académiques ou militaires au lieu d’être largement mises en œuvre dans l’économie.

Le modèle décentralisé et axé sur le secteur privé de la Grande-Bretagne a permis une adoption rapide des innovations, en particulier dans le domaine de l’énergie.

Aujourd’hui, le Canada est confronté à des défis similaires. Bien qu’il soit un pionnier en matière d’innovation énergétique (comme l’hydroélectricité, le captage du carbone et les batteries), l’adoption reste limitée en raison de contraintes réglementaires et d’un manque d’incitations pour le secteur privé.

Pour exploiter pleinement le potentiel des technologies propres, le Canada doit aligner les forces du marché sur les incitations à l’innovation, garantissant que les avancées scientifiques se transforment en applications industrielles et grand public.

Encourager l’adoption nationale des technologies propres réduira la dépendance aux marchés étrangers, rendant ainsi le Canada plus résilient face à l’instabilité géopolitique.

IV. Priorités stratégiques pour le Canada et le Québec en matière d’énergie

Les leçons des approches historiques de la France et de la Grande-Bretagne offrent des orientations précieuses pour l’avenir énergétique du Canada et du Québec. Une transition énergétique réussie nécessite un équilibre stratégique entre le soutien gouvernemental et les politiques industrielles et le dynamisme du secteur privé. Les politiques doivent encourager l’investissement, accélérer l’adoption du marché et garantir la souveraineté énergétique pour assurer une résilience à long terme.

1. Encourager l’investissement privé dans l’énergie propre — Les recherches financées par le gouvernement doivent être couplées à des partenariats industriels pour assurer une adoption à grande échelle. Le Canada doit donner la priorité à l’indépendance énergétique face à l’agression économique des États-Unis.

2. Assurer la résilience des chaînes d’approvisionnement énergétiques — Les tensions commerciales montrent l’importance de la production nationale d’équipements électriques, de batteries et de technologies énergétiques propres.

3. Des pôles d’innovation régionaux, mais une coordination pancanadienne — Le Canada et le Québec doivent renforcer les pôles régionaux d’innovation énergétique tout en assurant une coordination nationale. Bien que les pôles puissent être spécialisés, une stratégie globale est essentielle pour maximiser l’innovation, le partage des ressources et la sécurité énergétique.

4. Faire de la souveraineté énergétique une priorité nationale — Face aux menaces géopolitiques, le Canada doit protéger ses actifs énergétiques stratégiques et son infrastructure contre toute prise de contrôle étrangère.

Conclusion : Le chemin vers l’innovation énergétique du Canada

Le contraste entre les avancées scientifiques structurées de la France et l’expérimentation pragmatique de la Grande-Bretagne met en lumière des enseignements essentiels pour le Canada et le Québec aujourd’hui. En combinant une recherche soutenue par l’État avec une commercialisation dynamique portée par le secteur privé, le Canada peut bâtir un secteur de l’énergie propre solide et résilient, garantissant ainsi la stabilité économique et la sécurité énergétique à long terme.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/linnovation-en-france-napoleonienne-et-en-grande-bretagne-industrielle-lecons-pour-le-canada-et-le-quebec-en-matiere-denergie/

Solar + Storage vs. Hydropower for Québec’s Winter Peak: An Estimate

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Can solar + batteries help reduce winter peak electricity demand in Québec?

This initial analysis suggests that solar + 4-hour storage is 1/3 cheaper than hydropower + transmission per MW of peak capacity. While hydro remains critical for seasonal storage, solar + storage can optimize its use, reduce peak-hour dispatch, and provide ancillary grid services.

Cost per effective winter peak MW: $3.75M (Solar + Storage) vs. $7.10M (Hydro + Transmission).
O&M Costs: Solar + Storage: $20k/MW/year; Hydro: $75k/MW/year.
50-Year Lifetime Cost per MW: $7.25M (Solar) vs. $10.85M (Hydro).

I was taken aback by the initial evaluation’s suggestion that solar panels and batteries could be a cost-effective solution for winter peak shaving. However, a more in-depth analysis is necessary.

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/solar-storage-vs-hydropower-qu%25C3%25A9becs-winter-peak-estimate-marcoux-etlve/)

Introduction

Québec’s electricity system is largely designed to meet winter peak demand, driven by electric heating during cold spells. The province’s hydropower reservoirs provide long-term seasonal energy storage, but can solar power, paired with batteries, help shave daily winter peaks cost effectively? This article provides an initial comparison of utility-scale solar with 4-hour LFP battery storage and hydropower with long-distance transmission, focusing on cost per effective MW available during peak hours in winter.

1. The Correlation Between Cold Temperatures and Solar Irradiance

A key concern with solar in winter is low irradiance due to shorter days and the sun’s lower angle. However, there is a notable correlation between clear skies and cold temperatures in Québec.

Cold air masses are often associated with high-pressure systems, which bring clear skies and maximize solar output.
Solar panels operate more efficiently in cold weather, improving performance.
During the coldest winter peaks, solar generation is often strong, and reverberation from snow cover can further increase the solar irradiance reaching the panels.
The equivalent of 2–3 hours of solar generation can be expected during a short winter day, justifying the need for 1.5 MW of solar per 1 MW/4 MWh of battery storage to ensure full battery charging each day.

However, winter solar cannot replace baseload generation, as overall production is still much lower than in summer. Instead, its best winter role is to provide peak shaving during cold spells when paired with batteries, while minimizing water withdrawals from the reservoirs throughout the year.

2. Cost Per MW for Winter Peak Demand

To ensure a fair comparison, we examine the cost per MW of actual peak power availability in winter, rather than installed capacity alone.

Notes on cost derivation:

Solar costs are based on Canadian utility-scale photovoltaic system pricing, with cost reductions expected over time.
Battery costs are derived from National Renewable Energy Laboratory (NREL) projections for LFP battery systems with a 4-hour duration.
The batteries do not necessarily need to be collocated with the solar plants. They can be placed in locations where they offer the most significant advantages, such as on Montréal’s island near large loads.
Hydropower costs are based on reported capital expenditures for projects such as La Romaine and Gull Island.
Transmission costs follow reported 735 kV line costs from projects such as Chamouchouane–Bout-de-l’Île and Churchill Falls expansions.

Cold days typically yield good solar power, but there are cloudy cold days with less solar generation. On such days, hydropower can supplement solar to charge batteries between morning and evening peaks. Conversely, during warmer periods, excess solar generation can reduce water withdrawals. Solar and hydropower complement each other.

This comparison provides median cost estimates; actual project costs will depend on site-specific factors, regulatory considerations, and technology advancements. Specific references for further reading are included at the end.

3. Operating & Maintenance (O&M) Costs

Key Takeaways:

Solar + storage has lower maintenance costs, as batteries and panels require minimal servicing.
Hydropower has higher O&M due to dam maintenance, turbine upkeep, and transmission maintenance.

4. Expected Lifespan

5. Long-Term Cost Comparison Over 50 Years

Since hydropower lasts longer, let’s normalize total costs over 50 years for a fairer comparison.

Key Takeaways:

Even when including a full replacement at Year 25, solar + storage remains ~33% cheaper than hydropower.
Hydropower provides superior long-term reliability, but at a higher total cost.

These cost estimates do not include financing costs, net present value of future expenditures, or potential future cost reductions for solar and battery technologies. Future projects could have different cost structures due to technological advancements and changing economic conditions.

6. Conclusion

Solar + 4-hour storage is a cost-effective way to reduce hydro dispatch during peak hours.
It is nearly 50% cheaper per MW of peak capacity than hydropower with transmission.
While hydropower remains essential for seasonal energy storage, solar + storage can optimize its use.
Batteries provide additional ancillary services, further improving financial viability.
Future cost trends and project-specific conditions could change these results.

7. References & Further Reading

Final Note: More Analysis is Needed

This is a basic analysis that does not take into account all factors, including:

Capacity factor variations due to weather patterns.
Future energy price projections, especially if a different market structure comes to exist.
Potential regulatory incentives, such as if carbon credits could apply.

Before making investment decisions, a detailed feasibility study would be required.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/solar-storage-vs-hydropower-for-quebecs-winter-peak-an-estimate/

Solaire + stockage vs hydroélectricité pour la pointe hivernale du Québec : une estimation

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‘énergie solaire + les batteries peuvent-elles contribuer à réduire la demande d’électricité de pointe en hiver au Québec?

Cette analyse initiale suggère que le stockage solaire + 4 heures est 1/3 moins cher par MW de capacité de pointe que l’hydroélectricité + le transport. Bien que l’hydroélectricité reste essentielle pour le stockage saisonnier, le solaire + stockage peut optimiser son utilisation, réduire la répartition aux heures de pointe et fournir des services de réseau auxiliaires.

Coût par MW efficace en pointe hivernal : 3,75 M$ (solaire + stockage) contre 7,10 M$ (Hydro + Transmission).
Coûts O&M : Solaire + Stockage : 20k $ / MW / an; Hydro : 75 k$/MW/an.
Coût total sur 50 ans par MW : 7,25 M$ (énergie solaire) contre 10,85 M$ (hydroélectricité).

J’ai été surpris que les panneaux solaires et les batteries puissent réduire les pointes hivernales de manière rentable. Cependant, une analyse plus approfondie est nécessaire.

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/solaire-stockage-vs-hydro%25C3%25A9lectricit%25C3%25A9-pour-la-pointe-du-benoit-marcoux-hqrqe/)

Introduction

Le réseau d’électricité du Québec est en grande partie conçu pour répondre à la demande de pointe hivernale, entraînée par le chauffage électrique pendant les vagues de froid. Les réservoirs hydroélectriques de la province fournissent un stockage d’énergie saisonnier à long terme, mais l’énergie solaire, associée à des batteries, peut-elle aider à aplanir les pics hivernaux quotidiens de manière rentable? Cet article fournit une comparaison initiale de l’énergie solaire à grande échelle avec le stockage par batterie LFP de 4 heures et de l’hydroélectricité avec transmission longue distance, en se concentrant sur le coût par MW efficace disponible pendant les heures de pointe en hiver.

1. La corrélation entre les températures froides et l’irradiance solaire

Une préoccupation clé avec l’énergie solaire en hiver est la faible irradiance en raison des jours plus courts et de l’angle inférieur du soleil. Cependant, il existe une corrélation notable entre un ciel dégagé et des températures froides au Québec.

Les masses d’air froid sont souvent associées à des systèmes à haute pression, qui apportent un ciel clair et maximisent la production solaire.
Les panneaux solaires fonctionnent plus efficacement par temps froid, améliorant ainsi les performances.
Pendant les pointes d’hiver les plus froides, la production d’énergie solaire est souvent forte, et la réverbération de la couverture de neige peut encore augmenter l’irradiance solaire atteignant les panneaux.
On peut s’attendre à l’équivalent de 2 à 3 heures de production solaire au cours d’une courte journée d’hiver, ce qui justifie la nécessité de 1,5 MW d’énergie solaire par 1 MW / 4 MWh de stockage par batterie pour assurer une charge complète de la batterie chaque jour.

Cependant, l’énergie solaire d’hiver ne peut pas remplacer la production de base, car la production globale est encore beaucoup plus faible qu’en été. Au lieu de cela, son meilleur rôle hivernal est une capacité de gestion des pics journaliers pendant les vagues de froid lorsqu’il est associé à des batteries, tout en minimisant les prélèvements d’eau des réservoirs tout au long de l’année.

2. Coût par MW pour la demande de pointe hivernale

Pour assurer une comparaison équitable, nous examinons le coût par MW de la disponibilité réelle de l’énergie de pointe en hiver, plutôt que la capacité installée seule.

Notes sur le calcul des coûts :

Les coûts de l’énergie solaire sont fondés sur la tarification des systèmes photovoltaïques à l’échelle des services publics canadiens, et des réductions de coûts sont prévues au fil du temps.
Les coûts des batteries sont calculés à partir des projections du National Renewable Energy Laboratory (NREL) pour les systèmes de batteries LFP d’une durée de 4 heures.
Les batteries n’ont pas nécessairement besoin d’être colocalisées avec les centrales solaires. Ils peuvent être placés dans des endroits où ils offrent les avantages les plus importants, comme sur l’île de Montréal près de grandes charges.
Les coûts de l’hydroélectricité sont fondés sur les dépenses en immobilisations déclarées pour des projets comme La Romaine et Gull Island.
Les coûts de transmission suivent les coûts des lignes de 735 kV pour des projets comme ceux de Chamouchouane–Bout-de-l’Île et de d’agrandissement Churchill Falls.

Les journées froides produisent généralement une bonne énergie solaire, mais il y a des journées froides nuageuses avec moins de production d’énergie solaire. Ces jours-là, l’hydroélectricité peut compléter l’énergie solaire pour charger les batteries entre les pics du matin et du soir. À l’inverse, pendant les périodes plus chaudes, une production solaire excessive peut réduire les prélèvements d’eau. L’énergie solaire et l’hydroélectricité se complètent.

Cette comparaison fournit des estimations des coûts médians; les coûts réels du projet dépendront de facteurs propres au site, de considérations réglementaires et de progrès technologiques. Des références spécifiques pour une lecture plus approfondie sont incluses à la fin.

3. Coûts d’exploitation et d’entretien (O&M)

Principaux points à retenir :

Le solaire + stockage a des coûts de maintenance plus faibles, car les batteries et les panneaux nécessitent peu d’entretien.
L’hydroélectricité a des coûts O&M plus élevés en raison de l’entretien des barrages, des turbines et des lignes de transmission

4. Durée de vie prévue

5. Comparaison des coûts à long terme sur 50 ans

Puisque l’hydroélectricité dure plus longtemps, normalisons les coûts totaux sur 50 ans pour une comparaison plus juste.

Principaux points à retenir :

Même en incluant un remplacement complet à l’année 25, le stockage solaire + reste ~ 33% moins cher que l’hydroélectricité.
L’hydroélectricité offre une fiabilité supérieure à long terme, mais à un coût total plus élevé.

Ces estimations de coûts n’incluent pas les coûts de financement, la valeur actualisée nette des dépenses futures ou les réductions de coûts futures potentielles pour les technologies solaires et de batteries. Les projets futurs pourraient avoir des structures de coûts différentes en raison des progrès technologiques et de l’évolution des conditions économiques.

6. Conclusion

Le stockage solaire + 4 heures est un moyen rentable de réduire la répartition de l’électricité pendant les heures de pointe.
Il est près de 50% moins cher par MW de capacité de pointe que l’hydroélectricité avec transmission.
Alors que l’hydroélectricité reste essentielle pour le stockage saisonnier de l’énergie, le stockage solaire + peut optimiser son utilisation.
Les batteries fournissent des services auxiliaires supplémentaires, améliorant encore la viabilité financière.
Les tendances futures en matière de coûts et les conditions propres au projet pourraient modifier ces résultats.

7. Références et lectures complémentaires

Note finale : Une analyse plus approfondie est nécessaire

Il s’agit d’une analyse de base qui ne tient pas compte de tous les facteurs, notamment :

Variations du facteur de capacité en raison des conditions météorologiques.
Les projections des prix futurs de l’énergie, surtout si une structure de marché différente vient d’exister.
Des incitatifs réglementaires potentiels, par exemple si des crédits de carbone pouvaient s’appliquer.

Avant de prendre des décisions d’investissement, une étude de faisabilité détaillée serait requise.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/solaire-stockage-vs-hydroelectricite-pour-la-pointe-hivernale-du-quebec-une-estimation/

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/

Le pari énergétique de Trump : le Canada, les tarifs douaniers et la bataille pour la domination de l’Arctique

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Résumé

La stratégie énergétique de Donald Trump redéfinit le paysage économique et géopolitique de l’Amérique du Nord. Par le biais de tarifs, d’examens commerciaux et d’ambitions arctiques, son administration cherche à assurer la domination énergétique des États-Unis tout en exerçant des pressions sur le Canada. Avec des élections à l’horizon, le Canada doit prendre des décisions difficiles en matière de commerce, d’infrastructure et de diplomatie face au levier américain.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/le-pari-%25C3%25A9nerg%25C3%25A9tique-de-trump-canada-les-tarifs-et-la-bataille-benoit-pf4te)

Introduction

Les récents décrets de Donald Trump marquent un changement significatif dans la politique énergétique américaine. Son administration met en place des droits de douane, des négociations commerciales et des stratégies géopolitiques, en particulier vis-à-vis du Canada. Avec une fenêtre de 18 mois avant les élections de mi-mandat, Trump exploite la pression économique pour redéfinir les relations énergétiques nord-américaines et l’accès à l’Arctique.

Déclaration d’une urgence énergétique et changement de politique

La déclaration d’urgence énergétique de Trump met en avant les inquiétudes de son administration quant à l’insuffisance des infrastructures énergétiques américaines. Le décret inclut une définition large de l’énergie :

Pétrole brut, gaz naturel et produits pétroliers raffinés
Charbon, uranium, biocarburants et énergie géothermique
Hydroélectricité et minéraux rares

Son initiative «?Unleashing American Energy?» renforce l’ambition des États-Unis d’être un leader mondial de la production énergétique et du traitement des minéraux critiques, réduisant ainsi la dépendance vis-à-vis des ressources étrangères.

Pourquoi le Canada est un enjeu clé

Le Canada joue un rôle stratégique dans la politique énergétique américaine pour plusieurs raisons :

170 milliards de barils de réserves prouvées de pétrole, soit plus du double des États-Unis.
Une production hydroélectrique massive, notamment au Québec.
D’importantes réserves d’uranium, de lithium et de minéraux rares.
Un accès stratégique à l’Arctique, offrant un levier géopolitique contre la Russie et la Chine.

Avec la production pétrolière de schiste américaine prévue pour atteindre un pic en 2028, sécuriser les ressources canadiennes devient un enjeu crucial.

Tarifs et pression économique

Le 1er février, Trump a imposé une taxe de 25 % sur les produits canadiens, mais seulement 10 % sur l’énergie. Bien que présentée comme une mesure contre l’immigration illégale et le trafic de fentanyl, cette politique à deux taux sert également d’autres objectifs :

Éviter une hausse immédiate des prix de l’énergie aux États-Unis.
Mettre la pression sur le Canada pour des concessions commerciales sur les produits manufacturiers.
Diviser l’Alberta du reste du Canada, car son secteur pétrolier pourrait privilégier un rapprochement avec les États-Unis.

De plus, l’examen commercial prévu pour le 1er avril pourrait intensifier les pressions économiques, notamment avec les élections canadiennes en approche.

Stratégie arctique et intérêts militaires

Au-delà du pétrole et des minéraux, Trump cherche à sécuriser la domination américaine dans l’Arctique. Le Canada y possède des ressources inexploitées et des routes maritimes émergentes en raison du changement climatique.

Trump a exprimé son intérêt pour l’acquisition du Groenland, où se trouve la base aérienne de Thulé. Combiné à l’Alaska et aux territoires nordiques canadiens, cela renforcerait la position des États-Unis dans la région. L’établissement d’une base militaire américaine dans l’Arctique canadien pourrait également accroître l’influence géopolitique des États-Unis.

Le Canada, 51e État?? une tactique de négociation extrême

Le 2 février, Trump a suggéré sur Truth Social que le Canada devienne le 51e État. Bien que cette déclaration soit irréaliste, elle s’inscrit dans sa tactique de négociation par des positions extrêmes.

Plutôt qu’une annexion, son objectif réel semble être un accord commercial et militaire garantissant aux États-Unis le contrôle des ressources canadiennes et de l’Arctique.

Réponse et stratégies du Canada

Malgré la pression américaine, le Canada dispose de plusieurs options :

Répondre par des droits de douane et des mesures non tarifaires pour affecter l’emploi, l’inflation et les marchés boursiers aux États-Unis.
Développer des partenariats commerciaux avec l’Europe et l’Asie pour réduire la dépendance aux États-Unis.
Créer un corridor énergétique est-ouest afin de renforcer la distribution intérieure d’énergie.
Unir l’ensemble des partis politiques contre les taxes américaines, alors qu’aucun parti canadien ne soutient de concessions à Trump à ce stade.

Cependant, les pressions économiques et commerciales pourraient mettre cette unité politique à l’épreuve.

Vulnérabilités des infrastructures énergétiques

L’infrastructure énergétique canadienne étant fortement liée aux États-Unis, elle est vulnérable aux politiques américaines :

Les pipelines Keystone XL et Enbridge Line 5 restent soumis aux décisions réglementaires américaines.
L’Est du Canada dépend des importations énergétiques américaines, le rendant vulnérable aux perturbations d’approvisionnement.
D’éventuelles nouvelles restrictions commerciales pourraient pousser le Canada à accélérer ses projets d’exportation d’énergie vers d’autres marchés.

Trump et Musk : une approche commune du contournement des règles

Trump et Elon Musk partagent une approche disruptive et une tendance à contourner les cadres réglementaires. Dans The Art of the Deal, Trump prône la prise de positions extrêmes avant d’ajuster progressivement, une stratégie similaire à la pensée en première-principes de Musk appliquée chez Tesla et SpaceX.

Que ce soit en réduisant les réglementations environnementales, en défiant les normes commerciales ou en bouleversant les marchés mondiaux, tous deux privilégient la disruption à la conformité, une approche désormais visible dans les relations entre les États-Unis et le Canada.

Conclusion : un pari énergétique à haut risque

La stratégie énergétique de Trump est un mouvement géopolitique calculé visant à dominer le marché énergétique nord-américain et à asseoir une influence durable dans l’Arctique. Son succès ou son échec dépendra des réalités économiques et politiques, mais une chose est certaine :

La bataille pour l’énergie et la domination de l’Arctique est lancée.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/le-pari-energetique-de-trump-le-canada-les-tarifs-douaniers-et-la-bataille-pour-la-domination-de-larctique/

Trump’s Energy Gamble: Canada, Tariffs, and the Battle for Arctic Dominance

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Quick Summary

President Trump’s energy strategy is reshaping North America’s economic and geopolitical landscape. Through tariffs, trade reviews, and Arctic ambitions, his administration seeks to secure U.S. energy dominance while pressuring Canada. With elections looming, Canada faces tough decisions on trade, infrastructure, and diplomacy in response to U.S. leverage.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/trumps-energy-gamble-canada-tariffs-battle-arctic-benoit-marcoux-ynxre)

Introduction

President Donald Trump’s recent executive actions mark a significant shift in U.S. energy policy. Focused on securing energy dominance, his administration has turned to tariffs, trade negotiations, and strategic geopolitical moves, particularly in relation to Canada. With an 18-month window before the midterms, Trump is leveraging economic pressure to reshape North American energy relations and Arctic access.

Energy Emergency and Policy Shift

Trump’s declaration of an energy emergency underscores his administration’s concerns over the adequacy of U.S. energy infrastructure. The order defines energy broadly, including crude oil, natural gas, coal, uranium, biofuels, and rare earth minerals.

His “Unleashing American Energy” initiative cements U.S. ambitions to become a global leader in energy production and mineral processing, reducing reliance on foreign sources. Chris Wright, Secretary of Energy, has championed this policy, arguing that energy abundance is key to economic growth and global influence.

Why Canada Matters

Canada plays a crucial role in U.S. energy strategy for several reasons:

170 billion barrels of proven oil reserves, more than double that of the U.S.
Extensive hydroelectric power generation, particularly in Québec
Abundant uranium, lithium, and rare earth minerals
Strategic Arctic access, offering geopolitical leverage over Russia and China

With U.S. shale oil production expected to peak by 2028, securing Canadian resources has become even more critical.

Tariffs and Economic Leverage

On February 1st, Trump imposed a 25% tariff on Canadian goods but only 10% on energy, officially framed as a measure against illegal border crossings and fentanyl trafficking. However, varying tariff rates also serve broader strategic purposes:

Preventing immediate energy price hikes in the U.S. with a lower tariff rate on energy.
Pressuring Canada into trade concessions for manufactured products.
Driving a wedge between Alberta and the rest of Canada, as Alberta’s oil sector may push for closer U.S. ties

Trump acknowledged these motivations on February 2nd, stating:

“Canada has been very tough for oil and energy.”

Additionally, Trump’s April 1 trade review could further escalate economic pressure, particularly as Canada approaches elections.

Arctic Strategy and Military Interests

Beyond oil and minerals, Trump aims to secure U.S. dominance in the Arctic. Canada’s Arctic territories hold untapped energy reserves and emerging shipping lanes due to climate change.

Trump has expressed interest in acquiring Greenland, home to the U.S. Thule Air Base, as part of a broader strategy. Control over Alaska, Greenland, and Canada’s northern regions would provide the U.S. with a dominant geopolitical position in the Arctic. Establishing a military base in Canada’s High Arctic could further enhance U.S. influence over Arctic trade and security.

Trump’s 51st State Negotiation Tactic

On February 2nd, Trump suggested on Truth Social that Canada should become the 51st state. While unrealistic, this aligns with Trump’s extreme positioning strategy—an approach where he begins with radical demands before negotiating to achieve his actual objectives.

Rather than annexation, his real aim appears to be a trade and military arrangement that secures U.S. control over Canadian resources and Arctic access.

Canada’s Response and Counterstrategies

Despite U.S. pressure, Canada has options:

Respond with tariffs and non-tariff measures to affect US jobs, inflation and stock markets.
Expanding trade ties with Europe and Asia to reduce reliance on the U.S.
Developing an east-west energy corridor to strengthen domestic energy distribution.
Ensuring bipartisan opposition to U.S. tariffs, as all major Canadian parties currently reject concessions to Trump.

However, economic and trade pressures may test this political unity in the coming months.

Infrastructure and Energy Vulnerabilities

Canada’s energy infrastructure is deeply tied to the U.S., making it vulnerable to American policy shifts:

Pipelines like Keystone XL and Enbridge Line 5 remain subject to U.S. regulatory interference
Eastern Canada depends on U.S. energy imports, risking supply disruptions
Potential new tariffs or restrictions could force Canada to develop alternative export routes

Trump & Musk: A Shared Approach to Rule-Bending

Both Donald Trump and Elon Musk have a history of pushing regulatory boundaries to achieve their objectives. In The Art of the Deal, Trump advocates for taking extreme positions and conceding only when necessary. Similarly, Musk follows a “first-principles thinking” approach, often bypassing traditional regulations at Tesla and SpaceX.

Whether rolling back environmental laws, challenging trade norms, or disrupting global markets, both leaders prioritize disruption over compliance, a strategy now shaping U.S.-Canada relations.

Conclusion: A High-Stakes Energy Gamble

Trump’s energy strategy is a calculated geopolitical maneuver to dominate North American energy markets and secure Arctic influence. Whether it succeeds or falters under economic and political realities remains to be seen, but one thing is certain:

The battle for energy and Arctic dominance has begun.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/trumps-energy-gamble-canada-tariffs-and-the-battle-for-arctic-dominance/

From Counter-Reformation to America First: How Isolationism Threatens Innovation and Progress

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Summary: History shows that isolation leads to stagnation, while openness fosters innovation. The Counter-Reformation of the 16th and 17th centuries stifled Catholic Europe’s progress, just as Trump’s policies on immigration, trade, and fossil fuels threaten U.S. leadership today. Canada, however, stands to benefit—attracting talent, investment, and advancing AI and green tech.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/from-counter-reformation-america-first-how-threatens-progress-benoit-6jh7e)

Introduction

History consistently demonstrates that societies embracing openness, intellectual freedom, and collaboration thrive, while those turning inward risk stagnation. The Counter-Reformation of the 16th and 17th centuries saw Catholic Europe suppress dissent and restrict scientific progress, while Protestant nations fostered innovation and flourished. Today, the United States, under President Trump’s second term, is undergoing a similar inward turn—characterized by restrictive immigration policies, trade barriers (especially with Canada), and a renewed focus on fossil fuels. While some institutions resist this shift, these policies could weaken U.S. leadership in science, technology, and economic growth. Meanwhile, this crisis presents a unique opportunity for more open societies, such as Canada, to attract talent, investment, and technological leadership.

The Counter-Reformation and the Suppression of Scientific Innovation

The Counter-Reformation was the Catholic Church’s response to the Protestant Reformation, which originated in the Netherlands before spreading throughout Europe. In a bid to maintain control, the Church enforced strict censorship, persecuted dissenting intellectuals, and prioritized religious orthodoxy over free inquiry. As a result, once-prominent Catholic nations like Spain and Italy saw a decline in scientific contributions due to the rigid restrictions imposed by institutions like the Inquisition.

In contrast, Protestant nations such as the Netherlands and England embraced intellectual openness, paving the way for groundbreaking discoveries. Thinkers such as Johannes Kepler, Isaac Newton, and Robert Boyle flourished in these societies, pushing humanity forward in science, philosophy, and technology. The Counter-Reformation also slowed advancements in medicine by restricting human dissection and anatomical research, limiting medical knowledge in Catholic regions. Additionally, Catholic authorities censored and restricted the dissemination of scientific texts, hampering the spread of new ideas. The development of navigation, which relied on astronomical observations, was also affected by the resistance to heliocentric theories, delaying progress in exploration.

This divergence between Catholic and Protestant regions serves as a historical case study of how intellectual repression leads to stagnation, while openness fosters progress.

This historical lens is crucial in understanding the United States’ current trajectory under isolationist policies.

Trump’s Isolationism: Immigration and Trade Policies Closing Off the U.S.

Just as the Counter-Reformation stifled intellectual and economic advancement in Catholic Europe, President Trump’s policies in immigration and trade risk pushing the U.S. toward economic and technological insularity.

Immigration: The Loss of Global Talent

The U.S. has long been a magnet for the world’s brightest minds, fuelling its leadership in science, technology, and entrepreneurship. However, Trump’s immigration policies threaten this historic advantage:

Tightened Restrictions on High-Skilled Immigration: Increased visa backlogs, reduced work visa availability, and bureaucratic hurdles discourage top-tier professionals, redirecting them toward Canada and Europe.
Declining University Enrollment: A significant drop in international student applications weakens research institutions, which rely on foreign talent to maintain global competitiveness.

Although mass deportations primarily impact undocumented immigrants rather than high-skilled professionals, the broader anti-immigration stance deters global talent from considering the U.S. as an innovation hub. Much like how the Counter-Reformation drove intellectuals to Protestant regions, Trump’s immigration policies risk pushing top scientists, engineers, and entrepreneurs to more open societies. Countries like Canada, with proactive immigration policies, stand to benefit from this exodus of talent.

Trade: Economic Retrenchment and Damage to U.S.-Canada Relations

Trump’s economic nationalism mirrors the economic isolationism of Catholic Europe, which saw its global influence decline as Protestant nations expanded their trade networks.

Tariffs on Canada and Mexico: A 25% tariff on imports from Canada (10% on energy) and Mexico disrupts long-standing trade relationships and increases costs for consumers and businesses.
Weakening of the USMCA: While the United States-Mexico-Canada Agreement (USMCA) was intended to modernize NAFTA, recent tariff impositions undermine its stability and will trigger retaliatory measures.
“Buy American” Policies: These policies discourage supply chain integration with allies, making U.S. manufacturing less competitive globally.

Canada has responded by announcing 25% counter-tariffs on American goods, while leveraging its position as a major supplier of critical minerals—potentially shifting trade relationships toward Europe and Asia. As the U.S. isolates itself, Canada has a unique opportunity to expand its role in global trade networks and attract foreign investment.

Green and Climate Technologies: Losing Ground in the Race for the Future

Just as the Counter-Reformation rejected scientific advancements such as Galileo’s heliocentric model and medical discoveries, Trump’s rollback of forward-looking policies threatens U.S. leadership in emerging green technologies.

Return to Fossil Fuels: The administration has prioritized coal, oil, and natural gas over renewable energy, even as the rest of the world accelerates investment in clean energy.
Regulatory Rollbacks: Federal emissions regulations have been weakened, funding for renewable energy research slashed, and participation in international climate agreements reduced.
Global Competition: While the U.S. turns back to fossil fuels, China and, to a lesser extent, the European Union are dominating the global green energy sector, leading in electric vehicles, battery storage, hydrogen energy, and solar and wind power manufacturing.

The long-term risk is clear: if the U.S. continues to retreat from green innovation, it will lose its technological edge in industries that will define the future global economy—just as Catholic Europe lost its scientific edge to Protestant nations. However, Canada, with its commitment to renewable energy and environmental policies, has the potential to position itself as a leader in the transition to a green economy.

Institutional Resistance: Countering the Inward Turn

Despite Trump’s restrictive policies, several key institutions have resisted the U.S.’s inward shift, helping to preserve its role as an international leader in innovation and trade.

State Governments: Many states, particularly California, have maintained strong environmental and trade policies, signing independent agreements with global partners.
Tech and Business Leaders: Companies like Apple and Microsoft continue investing in international talent and supply chains, resisting protectionist policies.
Universities and Research Institutions: Top universities remain hubs for international collaboration, advocating for the continued influx of global talent.
International Partnerships: Canada and the EU can deepen ties with U.S. states and companies, ensuring that American innovation remains linked to global markets.

As these institutions push back against isolationist policies, they create openings for global strategic partnerships. This resistance highlights the possibility of maintaining and even strengthening economic and technological collaborations beyond the U.S. borders. Canada, in particular, stands to benefit by aligning with these forward-thinking entities, setting the stage for broader economic expansion and leadership in key industries.

Canada’s Opportunity for Economic Development

As the U.S. withdraws from global leadership in clean technology, trade, and green innovation, Canada can capitalize on this shift by taking proactive steps to drive economic growth:

Expanding Talent and Research Leadership: Canada can strengthen its position as a global innovation hub by expanding pathways for skilled workers, researchers, and entrepreneurs. Montréal and Toronto have become international AI powerhouses, attracting top-tier talent and investment in cutting-edge technology.
Strengthening Trade Networks and Supply Chains: By deepening economic ties with Europe, Asia, and other global partners, Canada can reduce reliance on the U.S. market. Strategic investments in critical supply chains—such as electrical equipment, battery technology, and artificial intelligence—will ensure long-term competitiveness in the evolving global economy.
Investing in Clean and Advanced Technologies: Increased government support for renewable energy, electric vehicle production, and sustainable infrastructure can position Canada as a leader in future industries. Building on AI-driven advancements, these sectors can drive sustainable economic growth and innovation.
Boosting Domestic Manufacturing and High-Value Industries: Strengthening Canada’s domestic manufacturing capabilities will help secure its role in high-value industries, ensuring economic resilience and positioning the country as a key player in the new global economy.

By embracing these opportunities, Canada can transform this crisis into a catalyst for long-term economic expansion, solidifying its role as a leader in trade, technology, and sustainability.

Conclusion: The Cost of Closing Off and the Opportunity for Others

Just as the Counter-Reformation stifled Catholic Europe’s intellectual and economic progress while Protestant nations thrived, Trump’s isolationist policies—particularly in immigration, trade, and emerging technologies—risk undermining U.S. leadership. However, institutional resistance within the U.S. suggests that, unlike Catholic Europe of the 16th and 17th centuries, the country may quickly recover from this inward turn if more open policies are reinstated in the future. Meanwhile, Canada and other open societies stand to gain from the U.S.’s retreat, attracting top talent, investment, and leadership in the industries of the future.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/from-counter-reformation-to-america-first-how-isolationism-threatens-innovation-and-progress/

De la Contre-Réforme à l’Amérique d’abord : comment l’isolationnisme menace l’innovation et le progrès

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Résumé : L’histoire montre que l’isolement mène à la stagnation tandis que l’ouverture favorise l’innovation. La Contre-Réforme des XVIe et XVIIe siècles a étouffé les progrès de l’Europe catholique, tout comme les politiques de Trump sur l’immigration, le commerce et les combustibles fossiles menacent aujourd’hui le leadership américain. Le Canada a toutefois tout à gagner en attirant des talents, des investissements et en faisant progresser l’IA et les technologies vertes.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/de-la-contre-r%25C3%25A9forme-%25C3%25A0-lam%25C3%25A9rique-dabord-comment-menace-benoit-marcoux-buele)

Introduction

L’histoire démontre constamment que les sociétés qui adoptent l’ouverture, la liberté intellectuelle et la collaboration prospèrent, tandis que celles qui se replient sur elles-mêmes risquent la stagnation. La Contre-Réforme des XVIe et XVIIe siècles a vu l’Europe catholique réprimer la dissidence et restreindre le progrès scientifique, tandis que les nations protestantes ont encouragé l’innovation et prospéré. Aujourd’hui, les États-Unis, sous le deuxième mandat du président Trump, connaissent un repli sur soi similaire, caractérisé par des politiques d’immigration restrictives, des barrières commerciales (en particulier avec le Canada) et un regain d’intérêt pour les combustibles fossiles. Bien que certaines institutions résistent à ce changement, ces politiques pourraient affaiblir le leadership des États-Unis dans les domaines de la science, de la technologie et de la croissance économique. Entre-temps, cette crise offre une occasion unique aux sociétés plus ouvertes, comme le Canada, d’attirer des talents, des investissements et un leadership technologique.

La contre-réforme et la suppression de l’innovation scientifique

La Contre-Réforme était la réponse de l’Église catholique à la Réforme protestante, qui a pris naissance aux Pays-Bas avant de se répandre dans toute l’Europe. Dans le but de maintenir le contrôle, l’Église a imposé une censure stricte, persécuté les intellectuels dissidents et donné la priorité à l’orthodoxie religieuse plutôt qu’à la libre enquête. En conséquence, des nations catholiques autrefois importantes, comme l’Espagne et l’Italie, ont connu une baisse des contributions scientifiques en raison des restrictions rigides imposées par des institutions comme l’Inquisition.

En revanche, les nations protestantes, telles que les Pays-Bas et l’Angleterre, ont adopté l’ouverture intellectuelle, ouvrant la voie à des découvertes révolutionnaires. Des penseurs, tels que Johannes Kepler, Isaac Newton et Robert Boyle, ont prospéré dans ces sociétés, poussant l’humanité vers l’avant dans la science, la philosophie et la technologie. La Contre-Réforme a aussi ralenti les progrès de la médecine en limitant la dissection humaine et la recherche anatomique. Cela a limité les connaissances médicales dans les régions catholiques. De plus, les autorités catholiques ont censuré et restreint la diffusion de textes scientifiques, ce qui a entravé la diffusion de nouvelles idées. Le développement de la navigation, qui dépendait d’observations astronomiques, a aussi été freiné par la résistance aux théories héliocentriques, ce qui a entravé les progrès de l’exploration.

Cette divergence entre les régions catholiques et protestantes sert d’étude de cas historique sur la façon dont la répression intellectuelle conduit à la stagnation, tandis que l’ouverture favorise le progrès.

Cette lentille historique est cruciale pour comprendre la trajectoire actuelle des États-Unis dans le cadre de politiques isolationnistes.

Isolationnisme de Trump : les politiques d’immigration et de commerce ferment les États-Unis

Tout comme la Contre-Réforme a étouffé le progrès intellectuel et économique dans l’Europe catholique, les politiques du président Trump en matière d’immigration et de commerce risquent de pousser les États-Unis vers l’insularité économique et technologique.

L’immigration : la perte de talents mondiaux

Les États-Unis ont longtemps été un aimant pour les esprits les plus brillants du monde, alimentant leur leadership dans les sciences, la technologie et l’entrepreneuriat. Cependant, les politiques d’immigration de Trump menacent cet avantage historique :

· Restrictions renforcées sur l’immigration hautement qualifiée : L’augmentation des arriérés de visas, la réduction de la disponibilité des visas de travail et les obstacles bureaucratiques découragent les professionnels de haut niveau, les redirigeant vers le Canada et l’Europe.

· Baisse des inscriptions à l’université : Une baisse significative des demandes d’étudiants internationaux affaiblit les établissements de recherche, qui comptent sur les talents étrangers pour maintenir la compétitivité mondiale.

Bien que les expulsions massives touchent principalement les immigrants sans papiers plutôt que les professionnels hautement qualifiés, la position anti-immigration plus large dissuade les talents mondiaux de considérer les États-Unis comme un centre d’innovation. Tout comme la façon dont la Contre-Réforme a conduit les intellectuels dans les régions protestantes, les politiques d’immigration de Trump risquent de pousser les meilleurs scientifiques, ingénieurs et entrepreneurs vers des sociétés plus ouvertes. Des pays comme le Canada, dotés de politiques d’immigration proactives, profiteront de cet exode de talents.

Commerce : Compressions économiques et dommages aux relations entre les États-Unis et le Canada

Le nationalisme économique de Trump reflète l’isolationnisme économique de l’Europe catholique, qui a vu son influence mondiale décliner à mesure que les nations protestantes élargissant leurs réseaux commerciaux.

· Droits de douane sur le Canada et le Mexique : Un droit de douane de 25 % sur les importations en provenance du Canada (10 % sur l’énergie) et du Mexique perturbe les relations commerciales de longue date et augmente les coûts pour les consommateurs et les entreprises.

· Affaiblissement de l’AEUMC : Alors que l’Accord États-Unis-Mexique-Canada (AEUMC) visait à moderniser l’ALENA, les récentes impositions de droits de douane minent sa stabilité et déclencheront des mesures de rétorsion.

· Politiques «?Buy American?» : Ces politiques découragent l’intégration de la chaîne d’approvisionnement avec leurs alliés, ce qui rend le secteur manufacturier américain moins compétitif à l’échelle mondiale.

Le Canada a réagi en annonçant des contre-droits de douane de 25 % sur des produits américains, tout en tirant parti de sa position en tant que fournisseur important de minéraux essentiels, ce qui pourrait modifier les relations commerciales vers l’Europe et l’Asie. Alors que les États-Unis s’isolent, le Canada a une occasion unique d’élargir son rôle dans les réseaux commerciaux mondiaux et d’attirer les investissements étrangers.

Technologies vertes et climatiques : perdre du terrain dans la course à l’avenir

Tout comme la Contre-Réforme a rejeté les progrès scientifiques, tels que le modèle héliocentrique de Galilée et les découvertes médicales, le recul de Trump des politiques tournées vers l’avenir menace le leadership des États-Unis dans les technologies vertes émergentes.

· Retour aux combustibles fossiles : L’administration a donné la priorité au charbon, au pétrole et au gaz naturel plutôt qu’aux énergies renouvelables, alors même que le reste du monde accélère les investissements dans l’énergie propre.

· Reculs réglementaires : Les règlements fédéraux sur les émissions ont été affaiblis, le financement de la recherche sur les énergies renouvelables a été réduit et la participation aux accords internationaux sur le climat a diminué.

· Concurrence mondiale : Alors que les États-Unis reviennent aux combustibles fossiles, la Chine et, dans une moindre mesure, l’Union européenne dominent le secteur mondial de l’énergie verte, en tête dans les secteurs des véhicules électriques, du stockage de batteries, de l’énergie hydrogène et de la fabrication d’énergie solaire et éolienne.

Le risque à long terme est clair : si les États-Unis continuent de se retirer de l’innovation verte, ils perdront leur avantage technologique dans les industries qui définiront la future économie mondiale, tout comme l’Europe catholique a perdu son avantage scientifique au profit des nations protestantes. Cependant, le Canada, grâce à son engagement à l’égard des énergies renouvelables et des politiques environnementales, a le potentiel de se positionner comme un chef de file dans la transition vers une économie verte.

Résistance institutionnelle : contrer le virage vers l’intérieur

Malgré les politiques restrictives de Trump, plusieurs institutions clés ont résisté au repli d’intérieur des États-Unis, aidant à préserver leur rôle de leader international en matière d’innovation et de commerce.

· Gouvernements des États : De nombreux États, en particulier la Californie, ont maintenu des politiques environnementales et commerciales solides, signant des accords indépendants avec des partenaires mondiaux.

· Leaders technologiques et commerciaux : Des entreprises comme Apple et Microsoft continuent d’investir dans les talents et les chaînes d’approvisionnement internationaux, résistant aux politiques protectionnistes.

· Universités et instituts de recherche : Les meilleures universités demeurent des plaques tournantes de la collaboration internationale, plaidant pour l’afflux continu de talents mondiaux.

· Collaborations internationales : Le Canada et l’Union européenne peuvent renforcer leurs liens avec les États-Unis et les entreprises, s’assurant que l’innovation américaine reste ancrée sur les marchés mondiaux.

Alors que ces institutions s’opposent aux politiques isolationnistes, elles créent des ouvertures pour des partenariats stratégiques mondiaux. Cette résistance met en évidence la possibilité de maintenir et même de renforcer les collaborations économiques et technologiques au-delà des frontières américaines. Le Canada, en particulier, a tout à gagner à s’aligner sur ces entités avant-gardistes, préparant ainsi le terrain pour une expansion économique et un leadership plus larges dans des industries clés.

Les possibilités de développement économique du Canada

Alors que les États-Unis se retirent du leadership mondial en matière de technologie propres, de commerce et d’innovation verte, le Canada peut tirer parti de ce changement en prenant des mesures proactives pour stimuler la croissance économique :

· Accroître le talent et le leadership en recherche : Le Canada peut renforcer sa position en tant que centre d’innovation mondial en élargissant les voies pour les travailleurs qualifiés, les chercheurs et les entrepreneurs. Montréal et Toronto, en particulier, sont devenues des puissances internationales de l’IA, attirant des talents de haut niveau et des investissements dans la technologie de pointe.

· Renforcement des réseaux commerciaux et des chaînes d’approvisionnement : En approfondissant les liens économiques avec l’Europe, l’Asie et d’autres partenaires mondiaux, le Canada peut réduire sa dépendance à l’égard du marché américain. Les investissements stratégiques dans les chaînes d’approvisionnement essentielles, comme l’équipement électrique, la technologie des batteries et l’intelligence artificielle, assureront la compétitivité à long terme de l’économie mondiale en évolution.

· Investir dans les technologies propres et de pointe : Un soutien gouvernemental accru à l’énergie renouvelable, à la production de véhicules électriques et à l’infrastructure durable peut positionner le Canada comme un chef de file dans les industries futures. En s’appuyant sur les progrès réalisés par l’IA, ces secteurs peuvent stimuler une croissance économique et une innovation durables.

· Stimuler la fabrication nationale et les industries de grande valeur : Le renforcement des capacités de fabrication nationales du Canada aidera à renforcer son rôle dans les industries de grande valeur, à assurer la résilience économique et à positionner le pays comme un acteur clé de la nouvelle économie mondiale.

En saisissant ces possibilités, le Canada peut transformer cette crise en un catalyseur d’expansion économique à long terme, renforçant ainsi son rôle de chef de file en matière de commerce, de technologie et de durabilité.

Conclusion : Le coût de la fermeture et l’occasion pour les autres

Tout comme la Contre-Réforme a étouffé le progrès intellectuel et économique de l’Europe catholique tandis que les nations protestantes prospéraient, les politiques isolationnistes de Trump — en particulier dans l’immigration, le commerce et les technologies émergentes — risquent de saper le leadership américain. Cependant, la résistance institutionnelle au sein des États-Unis suggère que, contrairement à l’Europe catholique XVIe et XVIIe siècles, le pays pourrait rapidement se remettre de ce virage intérieur si des politiques plus ouvertes sont rétablies à l’avenir. Pendant ce temps, le Canada et d’autres sociétés ouvertes ont tout à gagner du recul des États-Unis, attirant les meilleurs talents, les investissements et le leadership dans les industries de l’avenir.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/de-la-contre-reforme-a-lamerique-dabord-comment-lisolationnisme-menace-linnovation-et-le-progres/

Navigating “America First”: Strategic Focus for Canada’s Energy Transition

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The “America First” trade policy and executive orders recently signed by President Trump present significant challenges for Canada’s energy sector, particularly for Québec. These measures include proposed tariffs on Canadian goods, a divergence in climate policies, and the rollback of electric vehicle (EV) incentives in the U.S. Given the deep integration of the North American auto and energy sectors, these developments have far-reaching implications for Canada’s energy transition.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/navigating-america-first-strategic-focus-canadas-energy-marcoux-vxmnc/)

Key Challenges

1. Tariffs and Market Competitiveness

The U.S. has proposed a 25% tariff on Canadian goods, including energy exports like oil, natural gas, and hydroelectricity. Québec’s hydroelectric sector, which relies heavily on electricity exports to the U.S., would be directly affected. Such tariffs would undermine Hydro Québec’s competitiveness for long-term contracts and its ability to trade on short-term spot markets in the U.S. Northeast. Canadian oil, already trading at a discount, would face further price pressure, exacerbating financial challenges for oil-producing provinces. This situation also raises questions about the viability of the Keystone XL pipeline, which was promoted by President Trump but may be rendered unnecessary if tariffs further reduce the competitiveness of Canadian oil. This contradiction adds to the uncertainty of future energy investments.

2. Reduced EV Availability

The rollback of U.S. EV incentives and infrastructure programs could hinder the growth of Canada’s EV supply chain. The integration of the North American auto sector means U.S. policies directly influence Canadian markets. A decrease in EV availability in the U.S. could similarly limit their availability in Canada, hindering the adoption of clean transportation technologies and delaying progress toward national emissions reduction targets.

3. Trade Restrictions and Supply Chain Risks

Potential U.S. trade restrictions on imports from countries like China or export controls on critical technologies could delay Canada’s energy transition. Key technologies at risk include:

Artificial Intelligence (AI): Vital for optimizing energy systems, enabling smart grids, and improving energy efficiency across sectors.
Energy storage systems: Batteries are essential for renewable energy integration, ensuring grid stability and balancing supply and demand. Advanced systems like lithium-ion and solid-state technologies play a critical role in renewable energy adoption and electric vehicles.
Grid management software: Necessary for modernizing energy infrastructure.
Solar and wind components: Turbines, panels, and related systems.
Transmission and distribution grid equipment: Critical for efficient electricity transmission and grid reliability, particularly with the integration of renewable energy. Transformers are currently in short supply, while DC transmission systems (HVDC) are an expanding market.

If Canada mirrors U.S. restrictions, it could face higher costs and limited access to these critical technologies.

Strategic Responses

Strengthening Domestic Supply Chains

Canada has a much smaller economy than the U.S., the EU, or China. It cannot realistically build supply chains for all components of the energy sector. Governments must focus on critical segments or areas where Canada has a competitive advantage. Key strategies include:

Re-shoring Manufacturing: Establishing domestic production for segments such as EV batteries, wind turbine components, and transformers to reduce reliance on foreign imports.
Trade Diversification: Expanding partnerships with Europe, South Korea, and Japan to secure access to essential materials and technologies.
Critical Material Access: Investing in domestic mining and recycling of rare earth elements and other vital materials.
Public-Private Partnerships: Supporting innovation and local manufacturing through subsidies and targeted investments.

Examples of focus areas include:

Critical Minerals: Leveraging Canada’s abundant reserves of lithium, nickel, and cobalt to support battery manufacturing.
Hydroelectric Power and Energy Storage: Capitalizing on Québec’s hydroelectric capacity, with east-west integration, and integrating advanced energy storage systems.
Renewable Hydrogen Production: Using renewable energy to produce green hydrogen for industrial decarbonization, particularly in sectors like steel and chemicals.

Prioritizing Local Energy Use

Québec’s abundant hydroelectric resources present an opportunity to focus on local decarbonization rather than exports. Electrification of transportation, heating, and heavy industry within Québec could reduce emissions while insulating the province from volatile export markets.

Similarly, while Canada’s oil and gas sectors warrant support in the near term, governments must balance investments against long-term trends. The International Energy Agency (IEA) predicts a global decline in oil and gas demand as economies transition to net-zero emissions, and China’s consumption of oil likely peaked in 2024. Resources should be prioritized for decarbonization initiatives and the development of clean energy technologies to build long-term economic resilience and adaptability.

Conclusion

The challenges posed by the “America First” trade policy highlight the importance of strategic focus for Canada’s energy transition. By investing in resilient supply chains, emphasizing local energy use, and targeting key sectors where Canada has competitive advantages—such as hydroelectricity, critical minerals, and renewable hydrogen—Canada and Québec can strengthen their energy sectors, enhance economic resilience, and accelerate the transition to a sustainable energy future.

Shortlink: https://benoit.marcoux.ca/blog/navigating-america-first-strategic-focus-for-canadas-energy-transition/