As early as 2020, Premier François Legault described Québec as the “green battery of Northeastern America”, referring to Hydro-Québec’s large reservoirs.
It is a powerful image. And for a long time, it was an accurate one.
It captured a simple reality: Hydro Québec could store energy, wait for the right moments, and sell when prices rose.
But that image belongs to a world in which flexibility was scarce.
That world is changing.
With batteries being deployed rapidly across the U.S. grid, one question now arises:
To understand the risk, we need to start with the numbers.
In 2025, Hydro-Québec:
exported 11.8 TWh at 14.5¢/kWh, or about C$1.7 billion in revenue;
imported 15.2 TWh at 7.6¢/kWh, or about C$1.15 billion in costs.
So it imported more than it exported.
And yet, it still made money.
On the order of C$500 million to C$600 million on those transactions.
That is the central point.
Hydro-Québec does not make its money by exporting a lot. It makes its money by exporting at the right time.
What that means
Hydro-Québec is not just an exporter.
It is an arbitrage player.
Its model is simple:
buy when prices are low;
sell when prices are high;
capture the spread.
That is where the profit comes from.
Not from volume. From timing.
What batteries change
A recent Canary Media article on New England shows that battery deployment has entered a new phase: projects in the hundreds of megawatts are now moving ahead, with 175 MW and 250 MW facilities already online, and a 700 MWproject in development.
This is no longer marginal. These are system-shaping assets.
Most importantly, these batteries target exactly the same value Hydro-Québec has been capturing:
they charge when prices are low;
they sell when prices are high;
they operate during peak hours, when the value is highest.
In other words, they do not complement Hydro-Québec’s model. They compete with it directly.
Their business model also relies on market arbitrage, supported by public policy and by a favourable environment of high prices and growing demand.
These batteries do exactly what Hydro-Québec does, but locally, in the Northeast states.
It is the price spread that made the model so valuable.
Hydro-Québec is not being replaced
Still, we should avoid the wrong conclusion.
Batteries do not replace reservoirs.
They are excellent over a few hours. Much less so over several days. Even less so across seasons.
Hydro-Québec therefore retains an essential role.
But that role is changing.
Less:
daily arbitrage;
frequent and predictable revenue.
More:
value during rare events;
long-term value tied to duration.
Conclusion
The “Battery of the Northeast” remains a useful image.
But it describes the source of value less and less well.
Batteries are not replacing Hydro-Québec. They are redefining the part of its model that used to generate returns most easily.
The challenge facing Hydro-Québec CEO Claudine Bouchard, ASC is enormous. She must lead the largest buildout in Hydro-Québec’s history at the very moment when the value once captured by the “Battery of the Northeast” is beginning to migrate toward batteries deployed locally, closer to the markets.
Dès 2020, le premier ministre François Legault a décrit le Québec comme la «?batterie verte du Nord-Est de l’Amérique?», en référence aux grands réservoirs d’Hydro-Québec.
L’image est forte. Et elle a longtemps été juste.
Elle décrivait bien une réalité simple : Hydro Québec pouvait stocker de l’énergie, attendre les bons moments, puis vendre lorsque les prix montaient.
Mais cette image appartient à un monde où la flexibilité était rare.
Ce monde change.
Avec l’arrivée rapide des batteries sur le réseau étatsunien, une question se pose :
Et si cette batterie était en train d’être court-circuitée??
Pour comprendre le risque, il faut partir des chiffres.
En 2025, Hydro-Québec :
exporte 11,8 TWh à 14,5 ¢/kWh, soit environ 1,7 G$ de revenus?;
importe 15,2 TWh à 7,6 ¢/kWh, soit environ 1,15 G$ de coûts.
Donc, elle importe plus qu’elle n’exporte.
Et pourtant, elle fait de l’argent.
De l’ordre de 500 à 600 M$ sur ces transactions.
C’est le point central.
Hydro-Québec ne fait pas son argent en exportant beaucoup. Elle le fait en exportant au bon moment.
Ce que ça veut dire
Hydro-Québec n’est pas qu’un exportateur.
C’est un arbitragiste.
Son modèle est simple :
acheter quand les prix sont bas?;
vendre quand ils sont élevés?;
capter l’écart.
Le profit vient de là.
Pas du volume. Du moment.
Ce que les batteries changent
Un article récent de Canary Media sur la Nouvelle-Angleterre montre que le déploiement des batteries est entré dans une nouvelle phase : des projets de centaines de MW se succèdent, avec des installations de 175 MW et 250 MW déjà en service, et un projet de 700 MW en développement.
Ce n’est plus marginal. Ce sont des actifs structurants du système.
Et surtout, ces batteries visent exactement la même valeur que celle captée par Hydro-Québec :
elles chargent quand les prix sont bas?;
elles vendent quand les prix sont élevés?;
elles interviennent pendant les heures de pointe, quand la valeur est maximale.
Autrement dit, elles ne complètent pas le modèle d’Hydro-Québec. Elles le concurrencent directement.
Leur modèle économique repose lui aussi sur l’arbitrage de marché, soutenu par des politiques publiques et par un contexte favorable de prix élevés et de forte demande.
Ces batteries font exactement ce que fait Hydro-Québec, mais localement, dans les états du Nord-Est.
Le cœur du modèle est attaqué
Reprenons l’équation :
profit ? (export × prix élevé) ? (import × prix bas).
Si les batteries :
réduisent les pointes?;
relèvent les prix hors pointe?;
compressent les écarts?;
alors elles réduisent directement le profit.
Ce qu’elles court-circuitent, ce n’est pas l’hydroélectricité.
C’est l’écart de prix qui faisait la valeur du modèle.
Hydro-Québec n’est pas remplacée
Il faut toutefois éviter le contresens.
Les batteries ne remplacent pas les réservoirs.
Elles excellent sur quelques heures. Beaucoup moins sur plusieurs jours. Encore moins sur des saisons.
Hydro-Québec garde donc un rôle essentiel.
Mais ce rôle change.
Moins :
d’arbitrage quotidien?;
de revenus fréquents et prévisibles.
Plus :
de valeur sur les événements rares?;
de valeur de long terme liée à la durée.
Conclusion
La «?batterie du Nord-Est?» reste une image pertinente.
Mais elle décrit de moins en moins bien la source de valeur.
Les batteries ne remplacent pas Hydro-Québec. Elles redéfinissent la partie de son modèle qui rapportait le plus facilement.
Le défi de Claudine Bouchard, ASC, PDG d’Hydro-Québec, est colossal. Elle doit piloter le plus grand chantier de l’histoire d’Hydro-Québec au moment même où la valeur que captait la «?batterie du Nord-Est?» commence à migrer vers des batteries déployées localement, au plus près des marchés.
Energy debates often remain trapped in a simple logic: if demand rises, more generation capacity must be built, especially to meet peaks.
Energy efficiency and conservation efforts can, of course, slow the pace of new capacity additions. But they do not change the underlying issue: we still need to decide how to organize the system.
The implicit response to rising demand is, therefore, to build new power plants and the associated transmission infrastructure. In Québec, that typically points to new large hydropower projects.
This is precisely the logic that the hydro-solar-batteries triplet invites us to rethink. Its value lies not only in adding assets, but also in better managing, across time and space, the electricity the system can produce.
This article deliberately stays at the system level. It does not go into the different solar and battery segments, whether residential, commercial, industrial, or utility scale. Those distinctions deserve an article of their own.
Today, for peak capacity, new hydropower peaking plants no longer appear fully competitive with batteries. At comparable power capacity, batteries offer lower costs, much shorter deployment timelines, and far greater operational flexibility.
So this is no longer just a technological complement. In some cases, batteries are becoming a credible, and often preferable, alternative to new peaking plants.
For illustration:
Tomago (Australia): a 500 MW, 2,000 MWh battery, about A$800 million (? C$750 million), or roughly C$1.5 million per MW installed, with a delivery timeline of about two years.
Churchill Falls Expansion (Labrador): a 1,100 MW peaking plant, with an estimated cost of C$4.6 billion including financing, or nearly C$4.2 million per MW, excluding the additional transmission line, relying on the existing reservoir, with commissioning planned for 2035.
At comparable power capacity, the gap is significant: roughly a factor of three in cost per MW, on top of radically different timelines and execution complexity.
The decisive difference, however, lies in how each asset is used. A peaking plant is dispatched for only a few dozen hours per year. A battery, by contrast, is used continuously to arbitrage across time, stabilize the grid, and manage peaks.
That versatility changes the nature of the investment: we move from a specialized asset used only marginally to a multi-purpose asset that is called upon continuously.
Moving Energy Through Time… And Space
In practical terms, the system can work differently.
Outside peak periods, electricity is produced in the north from hydropower, or in the south from solar and wind. That energy is then transported and stored in batteries, particularly near load centres.
During peak periods, that energy is discharged locally.
This mechanism reduces stress on the grid, lowers dependence on peak-oriented infrastructure, and makes better use of existing assets.
It also makes it possible to absorb occasional excess generation, for example, when spring freshets, strong wind output, and strong solar output on mild days occur at the same time. In that case, the energy is stored and redistributed later, when it can be consumed.
A Systemic Effect: Once Installed, Batteries Change Everything
A battery installed for the winter peak does not serve only in cold weather.
It becomes a central system asset:
It smooths solar output on a daily basis.
It enables arbitrage between off-peak and peak hours.
It supports grid frequency and stability.
It reduces cycling and wear on turbine-generator sets.
Above all, it makes it possible to reserve hydropower for what it does best: seasonal storage and long-duration management.
That potential, however, can only be fully realized if the whole system is operated in an integrated way. Forecasting hydro inflows, solar and wind output, anticipating demand, coordinating generation, and managing battery charging and discharging cycles: the triplet raises the system’s optimization requirements. This raises the value of more advanced tools, and also opens up relevant uses for artificial intelligence.
Solar: Low-Cost Fuel for the System
Solar plays a key role in the triplet proposed for Québec.
Its strength is twofold: it can be deployed quickly, and it provides low-cost energy. In Australia, installed solar costs have now fallen to levels low enough to change the economics of the power system. Expressed in power terms, they are on the order of C$1.1 to C$1.5 million per MW, while providing additional energy at very low cost.
These costs also reflect a development, installation, and interconnection ecosystem that is now highly mature in Australia. They therefore do not automatically translate to Québec, where solar is still at an early stage. But they do show what becomes achievable as the sector matures.
It is also worth noting that Hydro-Québec has recently taken an important step in this direction, by launching financial support for the purchase of solar panels and setting a target of 125,000 self-generating customers by 2035.
In this architecture, solar produces mostly in summer and, of course, during the day. That energy can be used immediately, shifted within the day thanks to batteries, or indirectly carried forward to winter by reducing hydropower output and allowing more water to be stored in reservoirs.
Solar is, therefore, not just an additional source of generation. It is a low-cost resource whose value can be shifted within the system. It reduces the immediate use of hydropower and increases the value of storing electricity in batteries.
An Illuminating Economic Comparison
This complementarity is also reflected in broad economic orders of magnitude.
We can push the reasoning a bit further with the proposed Gull Island hydro generating station in Labrador. The project targets 2,250 MW, about 12 TWh of dispatchable annual generation, and an estimated cost of C$24.9 billion.
Using, for illustration, a battery cost of about C$1.5 million per MW, an equivalent 2,250 MW of battery capacity would represent about C$3.4 billion. This comparison with battery costs remains imperfect: it captures well the value of daily modulation, but not the full sustained support capability that hydropower plants can provide over several days. Even so, if we attribute that portion of Gull Island’s cost to its power and dispatch function, more than C$21 billion remains to be explained for the energy function. That is a large amount for 12 TWh.
Using reasonable working assumptions inspired by costs observed in Australia, an annual volume of solar energy equivalent to 12 TWh could be deployed for about C$11 to C$14 billion, which would correspond to roughly 9,100 MW installed, based on an approximately 15% capacity factor that can be expected in Québec. About half the cost of Gull Island.
This exercise is not a perfect equivalence. 9,100 MW of solar capacity would be a very large build-out. Gull Island also provides dispatchable output and winter value that solar alone cannot provide. But it highlights an important point: once the flexibility function is isolated, even approximately, the “energy” component of a large hydropower project such as Gull Island appears more expensive than a solar alternative producing the same annual volume.
Hydropower: from Flexible Assets to Strategic Reserve
In this context, the role of hydropower evolves.
It remains essential, but its use becomes more strategic.
Rather than being called on continuously for short-term flexibility, it can be increasingly reserved for:
Seasonal management.
Prolonged periods of low solar or wind output.
System security.
This reduces the mechanical stress associated with frequent cycling and maximizes the value of an asset that already exists.
And Wind?
Wind fits naturally into this logic.
Its output, often higher in winter, is particularly useful in Québec’s context. But, like solar, it increases the value of storing electricity in batteries and of flexibility.
It does not compete with the triplet. It strengthens it. Perhaps we should speak of a quadruplet.
A Different Economic Logic
From an economic and energy planning perspective, the triplet changes the nature of investment.
It makes it possible to substitute some heavy, slow-to-deploy, and lightly used infrastructure with modular, rapidly installed, multi-purpose assets.
It also improves system management and the pacing of investment. Because solar and batteries can be deployed in stages, it becomes easier to slow down or accelerate depending on actual demand growth, cost trends, grid constraints, or energy-efficiency gains.
It also strengthens Hydro-Québec’s arbitrage capacity in neighbouring electricity markets, whose model already relies in part on exporting during peak periods and importing off-peak, in addition to long-term contracts.
Conclusion: a Machine for Travelling Through Time
At heart, the hydro-solar-batteries triplet turns the electricity system into a time travel machine.
It makes it possible to decide when to produce, when to store electricity in batteries, and when to use it.
In a context of uncertainty, growing demand, and deployment constraints, that capability becomes more valuable than the simple addition of capacity.
The issue is, therefore, no longer just producing more. It is better exploiting, across time and space, the electricity we are capable of producing, and extracting more value from it.
Le débat énergétique reste souvent enfermé dans une logique simple : si la demande augmente, il faudrait construire davantage de capacité de production, notamment pour répondre aux pointes.
Les efforts d’efficacité énergétique et de sobriété peuvent bien sûr ralentir le rythme d’ajout de nouvelles installations. Mais ils ne changent pas le fond du problème : il faut quand même décider comment organiser le système.
La réponse implicite à l’augmentation de la demande consiste alors à construire de nouvelles centrales et les infrastructures de transport associées. Au Québec, cela renvoie typiquement à de nouveaux projets hydroélectriques d’envergure.
C’est précisément cette logique que le triplet hydro–solaire–batteries invite à revoir. Son intérêt n’est pas seulement d’ajouter des actifs, mais de mieux gérer dans le temps et dans l’espace l’électricité que le système peut produire.
Le présent texte reste volontairement à un niveau systémique. Il n’entre pas dans le détail des différents segments du solaire et des batteries, qu’il s’agisse des installations résidentielles, commerciales, industrielles ou des parcs à grande échelle. Ces distinctions mériteraient un article à part entière.
Aujourd’hui, pour la capacité de pointe, les nouvelles centrales hydroélectriques ne semblent plus pleinement concurrentielles face aux batteries. À puissance comparable, ces dernières offrent des coûts plus faibles, des délais de déploiement beaucoup plus courts et une flexibilité d’usage nettement supérieure.
Il ne s’agit donc plus seulement d’un complément technologique. Dans certains cas, les batteries deviennent une alternative crédible, et souvent préférable, aux nouvelles centrales de pointe.
À titre indicatif :
Tomago (Australie) : batterie de 500 MW, 2?000 MWh, environ 800 M$ AUD (? 750 M$ CAD), soit environ 1,5 M$ par MW installé, avec un délai de réalisation de l’ordre de deux ans.
Churchill Falls Expansion (Labrador): centrale de pointe de 1?100 MW de puissance, coût estimé de 4,6 G$ CAD (incluant financement), soit près de 4,2 M$ par MW, sans compter la ligne de transport supplémentaire, en s’appuyant sur le réservoir existant, avec une mise en service prévue en 2035.
À puissance comparable, l’écart est significatif : environ un facteur trois sur le coût par MW, auquel s’ajoutent des délais et une complexité de réalisation sans commune mesure.
La différence déterminante tient toutefois à l’usage. Une centrale de pointe est mobilisée pendant quelques dizaines d’heures par année. Une batterie, elle, est utilisée en continu pour arbitrer dans le temps, stabiliser le réseau et gérer les pointes.
C’est cette polyvalence qui change la nature de l’investissement : on passe d’un actif spécialisé, utilisé de façon marginale, à un actif multi-usage, sollicité en permanence.
Déplacer l’énergie dans le temps… et dans l’espace
Concrètement, le système peut fonctionner autrement.
En dehors des pointes, l’électricité est produite au nord à partir de l’hydroélectricité, ou au sud à partir du solaire et de l’éolien. Cette énergie est ensuite transportée et stockée dans des batteries, notamment à proximité des centres de consommation.
En période de pointe, cette énergie est restituée localement.
Ce mécanisme permet de limiter la charge du réseau, de réduire la dépendance à des infrastructures de pointe et de mieux utiliser les actifs existants.
Il permet aussi d’absorber les excédents éventuels de production, par exemple lorsque les crues printanières, une forte production éolienne et une forte production solaire lors de journées clémentes se combinent. Dans ce cas, l’énergie est stockée pour être redistribuée plus tard, lorsque sa consommation est possible.
Un effet systémique : une fois installées, les batteries changent tout
Une batterie installée pour la pointe hivernale ne sert pas seulement par temps froid.
Elle devient un actif central du système :
Elle lisse la production solaire au quotidien.
Elle permet l’arbitrage entre heures creuses et heures de pointe.
Elle soutient la fréquence et la stabilité du réseau.
Elle réduit les cycles et l’usure des groupes turboalternateurs.
Surtout, elle permet de réserver l’hydroélectricité à ce qu’elle fait le mieux : le stockage saisonnier et la gestion sur de longues durées.
Ce potentiel ne pourra toutefois être pleinement réalisé que si l’ensemble est piloté de façon intégrée. Prévision des apports hydriques, solaires et éoliens, anticipation de la demande, coordination de la production et des cycles de charge et de décharge des batteries : le triplet accroît les exigences d’optimisation du système. Cela renforce la valeur d’outils de conduite plus sophistiqués, et ouvre aussi la porte à des usages pertinents de l’intelligence artificielle.
Le solaire : un carburant à faible coût pour le système
Le solaire joue un rôle clé dans le triplet proposé pour le Québec.
Sa force est double : il peut être déployé rapidement, et il fournit une énergie peu coûteuse. En Australie, les coûts installés du solaire se situent maintenant à des niveaux suffisamment bas pour changer l’économie du système électrique. Exprimés en puissance, ils sont de l’ordre de 1,1 à 1,5 M$ CAD par MW, tout en fournissant une énergie additionnelle à très faible coût.
Ces coûts reflètent aussi un écosystème de développement, d’installation et de raccordement désormais bien rodé en Australie. Ils ne se transposent donc pas automatiquement au Québec, où le solaire est embryonnaire. Ils montrent toutefois ce qu’il devient possible d’atteindre lorsque la filière gagne en maturité.
Il faut d’ailleurs souligner qu’Hydro-Québec vient de franchir un pas important dans cette direction, avec le lancement d’un appui financier à l’achat de panneaux solaires et un objectif affiché de 125?000 clients autoproducteurs à l’horizon 2035.
Dans cette architecture, le solaire produit surtout en été, et évidemment en journée. Cette énergie peut être utilisée immédiatement, déplacée dans la journée grâce aux batteries, ou indirectement reportée à l’hiver en réduisant la production hydroélectrique et en permettant d’accumuler davantage d’eau dans les réservoirs.
Le solaire n’est donc pas seulement une production additionnelle. C’est une ressource peu coûteuse dont la valeur peut être déplacée dans le système. Elle réduit l’usage immédiat de l’hydroélectricité et accroît la valeur du stockage dans des batteries.
Une comparaison économique éclairante
Cette complémentarité se reflète aussi dans les ordres de grandeur économiques.
On peut pousser le raisonnement un peu plus loin avec la centrale proposée de Gull Island, au Labrador. Le projet vise 2?250 MW, une production annuelle pilotable d’environ 12 TWh et un coût estimé de 24,9 G$.
Si l’on retient, à titre indicatif, un coût de batterie d’environ 1,5 M$ par MW, une capacité équivalente de 2?250 MW représenterait environ 3,4 G$. Cette comparaison avec le coût des batteries reste imparfaite : elle capture bien la valeur de la modulation quotidienne, mais non toute la capacité de soutien prolongé qu’un aménagement hydroélectrique peut fournir sur plusieurs jours. Malgré tout, en attribuant cette portion du coût de Gull Island à sa fonction de puissance et de pilotage, il resterait plus de 21 G$ à expliquer pour la fonction énergie. C’est beaucoup pour 12 TWh.
Avec des hypothèses de travail raisonnables inspirées des coûts observés en Australie, un volume annuel d’énergie solaire équivalent à 12 TWh pourrait être déployé pour un coût de l’ordre de 11 à 14 G$, ce qui correspondrait à environ 9?100 MW installés, sur la base d’un facteur d’utilisation d’environ 15 % auquel on peut s’attendre au Québec. Presque la moitié de Gull Island.
L’exercice n’est pas une équivalence parfaite. Une capacité solaire de 9?100 MW représente un volume considérable. Gull Island apporte aussi une production pilotable et une valeur hivernale que le solaire n’offre pas à lui seul. Mais il met en évidence un point important : une fois isolée, même approximativement, de sa fonction de flexibilité, la composante «?énergie?» d’un grand projet hydroélectrique comme Gull Island apparaît plus coûteuse qu’une alternative solaire produisant le même volume annuel.
L’hydroélectricité : d’actif flexible à réserve stratégique
Dans ce contexte, le rôle de l’hydro évolue.
Elle demeure essentielle, mais son utilisation devient plus stratégique.
Plutôt que d’être sollicitée en continu pour la flexibilité de court terme, elle peut être davantage réservée à :
la gestion saisonnière.
Les périodes prolongées de faible production solaire ou éolienne.
La sécurité du système.
Cela réduit les contraintes mécaniques liées aux cycles fréquents et maximise la valeur d’un actif déjà en place.
Et l’éolien??
L’éolien s’intègre naturellement à cette logique.
Sa production, souvent plus importante en hiver, est particulièrement utile dans le contexte québécois. Mais, comme le solaire, il accroît la valeur du stockage dans des batteries et de la flexibilité.
Il ne s’oppose pas au triplet. Il en renforce la pertinence. Peut-être devrait-on parler de quadruplet.
Une logique économique différente
Sur le plan économique et de planification énergétique, le triplet change la nature des investissements.
Il permet de substituer une partie des infrastructures lourdes, longues à déployer et faiblement utilisées, par des actifs modulaires, rapides à installer et multi-usages.
Il améliore aussi le pilotage du système et du rythme d’investissement. Parce que le solaire et les batteries peuvent être déployés par étapes, il devient plus facile de ralentir ou d’accélérer selon l’évolution réelle de la demande, des coûts, des contraintes réseau ou des gains d’efficacité énergétique.
Il renforce aussi la capacité d’arbitrage d’Hydro-Québec sur les marchés voisins de l’électricité, dont le modèle repose déjà en partie sur l’exportation en période de pointe et l’importation hors pointe, en complément de contrats à long terme.
Conclusion : une machine à voyager dans le temps
Au fond, le triplet hydro–solaire–batteries transforme le système électrique en une machine à voyager dans le temps.
Il permet de décider quand produire, quand stocker l’électricité dans des batteries et quand l’utiliser.
Dans un contexte d’incertitude, de croissance de la demande et de contraintes de déploiement, cette capacité devient plus précieuse que la simple addition de capacité.
L’enjeu n’est donc plus seulement de produire plus. Il est de mieux exploiter, dans le temps et dans l’espace, l’électricité que nous sommes capables de produire, et d’en extraire davantage de valeur.
It is good to see Hydro?Québec finally supporting the expansion of solar.
Since March 31, 2026, Hydro Québec has been offering a subsidy for solar panels, with a target of 125,000 prosumers. Today, there are roughly 1,000. This signal is critical to kick-start a market.
Fifteen years ago, at Hydro One, I worked on business modelling for the smart grid transformation.
At the time:
More than 25,000 residential and commercial PV installations were already in place.
Utility-scale solar plants were connected directly to the distribution grid.
What Québec is now beginning to consider was already being deployed elsewhere more than a decade ago.
A Clear Global Trajectory
Solar is now the fastest-growing source of electricity worldwide. Including in regions comparable to Québec.
Take Sweden:
Similar population.
Further north.
Lower level of final electrification.
By the end of 2025: ~5.4 GW of solar generation installed.
That is the same order of magnitude as what Québec projects in its integrated energy system plan (PGIRE)… for 2050.
And Sweden is still accelerating by simplifying permitting.
The message is clear: solar is not marginal. It is structural.
The Australian Example
To understand the gap, look at a market that has already gone through this phase.
Australia shares several characteristics with Canada: large territory, abundant resources, a developed economy, and a historically centralized power system.
Utility scale: ~AUD 1,600/kW (~CAD 1,500/kW), going down to $ 1,000 by 2035.
Rooftop: ~AUD 1,200/kW (~CAD 1,100/kW), approaching $ 1,000 by 2035.
Approaching $1/W, before subsidies. Surprisingly, rooftop solar is cheaper to build per kW, although annual generation (kWh/kW) is better for larger, better-optimized solar farms.
Why these costs in Australia?
Global industrialization of modules.
Standardization.
Repetition.
Installation ecosystem.
Volume.
Solar is modular: the more you build, the simpler and cheaper it gets.
A large share of costs is local (installation, engineering, permitting). These decline with experience.
In Canada/Québec: ~1.6 to $3.0/W, with rooftop more expensive.
This is not structural.
It is an ecosystem gap.
A Misunderstood Difference
The key factor is speed.
Solar is built in weeks or months for customer installations, or a couple of years for large-scale projects. Major hydro projects take 10–15 years.
With the same technology, installation is broadly comparable across geographies, even if slowed in winter. Sunshine and climate are often cited. They are not the main issue.
The real difference:
Australia has been building for 15 years.
Québec is just starting.
Solar is not cheap where there is more sun. It is cheap where it is actually deployed.
Underestimated Advantages
Solar complements hydro: distributed production, predictable costs, and contribution during cold. Coupled with batteries, it reduces pressure on turbines and peak demand, especially as the coldest days are usually sunny.
Result: better social acceptability and, more importantly, much greater flexibility.
In mid-transition, this creates optionality.
With small, fast projects, you can slow down, stop, or resize without major sunk costs. Mistakes are cheaper. Large projects concentrate risk.
In an uncertain environment, this becomes a strategic advantage.
What This Implies
Solar is also an industrial project: installation, engineering, grid integration, partial manufacturing. Deployment builds capabilities and companies locally, creating value here.
Three takeaways:
Solar is not experimental. It is already deployed at scale.
Costs depend on volume and on the ecosystem built through experience.
The constraint is institutional and organizational, not technological.
What Next?
Québec can catch up quickly, provided we do what worked elsewhere:
Move from pilots to sustained, predictable programs.
Simplify and standardize.
Learn by deploying.
Treat solar as a normal component of the system.
The tipping point is simple: When treated as an industry, solar becomes competitive.
Il est bon de voir Hydro Québec soutenir enfin l’expansion du solaire.
Depuis le 31 mars 2026, Hydro?Québec offre une subvention à l’achat de panneaux solaires, avec un objectif de 125?000 autoproducteurs. Aujourd’hui, on en compte environ 1?000. Ce signal est déterminant pour enclencher un marché.
Parc solaire : ~1?600 $AUD/kW (~1?500 $CAD), tendant vers 1?000 $ en 2035.
Sur toiture : ~1?200 $AUD/kW (~1?100 $CAD), approchant 1000 $ en 2035.
On s’approche de 1 $/W, avant subventions. Fait surprenant : le solaire en toiture est moins cher à construire par kW, quoique la production annuelle (kWh/kW) soit meilleure pour les grands parcs solaires, mieux optimisés.
Pourquoi ces coûts en Australie??
Industrialisation mondiale des modules.
Standardisation.
Répétition.
Écosystème d’installation.
Volume.
Le solaire est modulaire : plus on en construit, plus ça devient simple et moins coûteux.
Une part importante des coûts est locale (installation, ingénierie, permis). Et ils baissent avec l’expérience.
Au Canada/Québec : ~1,6 à 3,0 $/W, le solaire en toiture étant plus cher.
Ce n’est pas structurel.
C’est un écart d’écosystème.
Une différence mal comprise
Le facteur clé est la vitesse.
Le solaire se construit en semaines ou mois pour les installations chez les clients, ou deux ou trois ans pour les parc de grande taille. Les grands ouvrages hydroélectriques prennent 10 à 15 ans.
À technologie identique, l’installation en Australie ou au Canada est comparable, même si ralentie en hiver. On invoque souvent l’ensoleillement ou le climat. Ce n’est pas l’essentiel.
La vraie différence :
L’Australie construit depuis 15 ans.
Le Québec démarre.
Le solaire n’est pas cher là où il fait moins soleil. Il est cher là où on ne le déploie pas.
Des avantages sous-estimés
Le solaire complète l’hydro : production distribuée, coûts prévisibles. Couplé aux batteries, il réduit la pression sur les turbines et les pointes, surtout que les journées froides sont généralement ensoleillées.
Hydro : risque hydrologique pluriannuel. Solaire/éolien : variabilité de court terme, stabilité relative d’une année à l’autre.
La différence clé est le profil de risque.
Un grand projet :
Immobilise du capital et du territoire pour des décennies.
Suscite souvent de l’opposition.
Est difficile à ajuster.
Le solaire :
Se déploie par incréments.
S’ajuste rapidement.
Coexiste avec d’autres usages.
Conséquence : meilleure acceptabilité et surtout plus de flexibilité.
En mi?transition, cela donne de l’optionalité.
Avec des projets petits et rapides, on peut ralentir, arrêter ou redimensionner sans coûts irrécupérables majeurs. Les erreurs coûtent moins cher. Les grands projets, eux, concentrent les risques.
Dans un contexte incertain, c’est un avantage stratégique.
Ce que cela implique
Le solaire est aussi un projet industriel : installation, ingénierie, intégration réseau, fabrication partielle. Le déploiement crée des compétences et des entreprises qui créent de la valeur ici.
Trois points :
Le solaire n’est pas expérimental. C’est déjà déployé à grande échelle.
Les coûts dépendent du volume et de l’écosystème construit avec l’expérience.
Le frein est institutionnel et organisationnel, pas technologique.
Et maintenant??
Le Québec peut rattraper rapidement, à condition de faire ce qui marche ailleurs :
Passer des pilotes à un programme soutenu et prévisible.
Simplifier et standardiser.
Apprendre en déployant.
Intégrer le solaire comme une composante normale du système.
Le point de bascule est simple : Traité comme une industrie, le solaire devient compétitif.
Hydro Québec is looking to Nova Scotia for offshore wind. At first glance, that may seem surprising. Why source electricity from more than 1,000 km away when Québec already has a major hydroelectric fleet?
Yet the real issue is not a project, but a strategic option. Hydro-Québec’s call for information is not an investment decision. It is a way to test the technological, economic, and logistical conditions for offshore supply from Nova Scotia.
The underlying question is straightforward: how can the energy system be extended beyond provincial borders?
An industry that remains limited in Québec
Offshore wind is not simply an extension of onshore wind.
It relies on a specific industrial base, historically tied to offshore oil and gas. Specialized vessels, heavy foundations, and complex marine logistics are all part of the picture. The Atlantic provinces have that industrial heritage. Québec has much less of it.
That does not mean Québec is excluded. But its role would be different.
Wind turbine towers could be manufactured here. Québec has a strong base in heavy steel fabrication and large-scale infrastructure. Some structures and foundations could also be built here. Shipyards could contribute as well, particularly to steel substructures, floating platforms, offshore electrical substations, and certain specialized vessels and barges linked to installation. Blades, however, are more constrained. They are closely tied to specific manufacturers and turbine models.
But without sufficient scale, it is difficult to build out a full value chain. Critical mass remains the key factor.
A Logic of Complementarity
From a power system perspective, the logic is fairly clear. Québec’s hydroelectric system is flexible and dispatchable. Offshore wind offers a higher capacity factor and more stable output than onshore wind. On top of that, there is a relatively low geographic correlation: wind regimes in Atlantic Canada and Québec differ, as do demand patterns.
So this is not about substitution. It is about complementarity.
The Real Constraint: Transmission
To integrate Nova Scotia offshore wind into Québec’s system, a credible transmission solution will be needed. These are long, capital-intensive, and politically sensitive projects.
This architecture would not necessarily take the form of a simple bilateral Québec—Nova Scotia link. Depending on the option selected, other provinces, especially New Brunswick, could also become essential players.
Among the conceivable options, a submarine power link could be considered. Submarine power links, which are far more developed in Europe than in Canada, are already used to connect offshore wind farms and to link electricity markets, such as between the United Kingdom and continental Europe, including Denmark.
The wind farms would come ashore in Nova Scotia, which would necessarily require close coordination with that province’s authorities and with its system operator, IESO Nova Scotia. That is not an obstacle in itself, but rather a normal institutional step.
The value of such interconnections would also lie in their bidirectional nature. They could allow hydro generation to be dispatched to supply Nova Scotia and the Maritime provinces during periods of low wind, while also allowing offshore wind imports when appropriate. That would move the system beyond occasional exchanges toward continuous regional optimization.
In the current context, such interconnections could also potentially be framed as strategic national-interest infrastructure under the Building Canada Act, which could help accelerate their treatment at the federal level.
Without transmission, none of this exists. With transmission, the scale changes.
A Strategic Shift
This initiative suggests an implicit recognition of the limits of purely local development. Not everything will be built in Québec, at the required pace and scale.
It also opens the door to an east-west logic that has often been discussed but rarely made concrete. Not as an abstract political project, but as an operational response to a real issue: rising demand and the need to diversify sources.
It can also be read as an early concrete step toward the Canadian energy corridor that people have talked about for years. Not yet as a fully articulated grand design, but as a possible first manifestation: linking provincial electricity systems more closely in order to combine resources, share flexibility, and strengthen collective resilience.
An Industrial Opportunity That Would Need to Be Structured
Québec could capture part of the value chain: towers, structures, and components. But that will not happen on its own. Without an explicit industrial strategy and interprovincial coordination, value creation will happen elsewhere.
Conclusion: A Test of A Model
Hydro-Québec’s initiative is, therefore, not an offshore wind project. It is a test of a model.
Generation in the East, flexibility in Québec, integration through transmission.
But the real test is not technological. It is institutional and political.
Is Canada still capable of building energy architectures at the scale of the country, or will it remain trapped within provincial boundaries?
Hydro Québec regarde vers la Nouvelle-Écosse pour de l’éolien en mer. À première vue, cela peut surprendre. Pourquoi aller chercher de l’électricité à plus de 1000 km, alors que le Québec dispose déjà d’un parc hydroélectrique considérable??
Pourtant, le vrai sujet n’est pas un projet, mais une option stratégique. L’appel d’information lancé par Hydro-Québec ne constitue pas une décision d’investissement. Il sert à tester les conditions technologiques, économiques et logistiques d’un approvisionnement maritime en provenance de la Nouvelle-Écosse.
La question de fond est simple : comment élargir le système énergétique au-delà des frontières provinciales??
Une industrie encore peu présente au Québec
L’éolien en mer n’est pas une simple extension de l’éolien terrestre.
Il repose sur une chaîne industrielle spécifique, historiquement liée à l’exploitation pétrolière et gazière en mer. Navires spécialisés, fondations massives, logistique lourde. Les provinces atlantiques ont cet ancrage. Le Québec beaucoup moins.
Cela ne signifie pas que le Québec est exclu. Mais son rôle est différent.
Les tours d’éoliennes peuvent être fabriquées ici. Le Québec dispose d’une base solide en mécano soudé et en grands ouvrages. Les structures et certaines fondations sont aussi envisageables. Les chantiers navals pourraient aussi contribuer, notamment pour des sous-structures en acier, des plateformes flottantes, des postes électriques en mer ou certains navires et barges spécialisés liés à l’installation. Les pales, en revanche, sont plus contraignantes. Elles dépendent étroitement des fabricants et de leurs modèles.
Mais sans volume suffisant, il est difficile de structurer une filière complète. La masse critique reste le facteur déterminant.
Une logique de complémentarité
Sur le plan du système électrique, la logique est assez claire. L’hydroélectricité québécoise est flexible et pilotable. L’éolien en mer offre un facteur de capacité plus élevé et une production plus stable que l’éolien terrestre. À cela s’ajoute une faible corrélation géographique : les régimes de vent en Atlantique et au Québec diffèrent, tout comme les profils de demande.
On ne parle donc pas de substitution, mais de complémentarité.
Le véritable verrou : le transport
Pour intégrer de l’éolien en mer néo-écossais au système québécois, il faudra une solution de transport crédible. Ce sont des projets longs, coûteux, et politiquement sensibles.
Cette architecture ne relèverait pas nécessairement d’un simple axe bilatéral Québec–Nouvelle-Écosse. Selon la solution retenue, d’autres provinces, en particulier le Nouveau-Brunswick, pourraient aussi devenir des acteurs incontournables.
Parmi les options concevables, une liaison électrique sous-marine pourrait être envisagée. Les liaisons électriques sous-marines, beaucoup plus développées en Europe qu’au Canada, sont déjà utilisées pour connecter des parcs éoliens en mer et relier différents marchés électriques, comme entre le Royaume-Uni et le continent européen, y compris le Danemark.
Les parcs éoliens atterriraient en Nouvelle-Écosse, ce qui implique nécessairement une coordination étroite avec les autorités de cette province et avec son opérateur de système, IESO Nova Scotia. Celui-ci ne constitue pas un obstacle en soi, mais bien une étape institutionnelle normale à franchir.
L’intérêt de telles interconnexions serait aussi leur caractère bidirectionnel. Elles permettraient de piloter la production hydroélectrique pour alimenter la Nouvelle-Écosse et les provinces maritimes lors des périodes de faible vent, et d’importer de l’éolien lorsque pertinent. On ne parlerait plus d’échanges ponctuels, mais d’une optimisation continue du système à l’échelle régionale.
Dans le contexte actuel, de telles interconnexions pourraient aussi être envisagées comme projets d’infrastructure stratégique d’intérêt national au sens de la Loi visant à bâtir le Canada, ce qui pourrait contribuer à accélérer leur traitement au palier fédéral.
Sans transport, rien de tout cela n’existe. Avec transport, on change d’échelle.
Un glissement stratégique
Cette initiative suggère une reconnaissance implicite des limites du développement strictement local. Tout ne pourra pas être fait au Québec, au rythme et à l’échelle requis.
Elle ouvre aussi la porte à une logique est-ouest, longtemps évoquée, mais rarement concrétisée. Non pas comme un projet politique abstrait, mais comme une réponse opérationnelle à un problème réel : la croissance de la demande et la nécessité de diversifier les sources.
On peut aussi y voir un début concret de ce corridor énergétique canadien dont on parle depuis longtemps. Pas encore comme un grand dessein pleinement articulé, mais comme une première matérialisation possible : relier davantage les systèmes électriques provinciaux de l’Est et du Centre pour mieux combiner les ressources, partager la flexibilité et renforcer la résilience collective.
Une opportunité industrielle à structurer
Le Québec peut capter une partie de la chaîne de valeur : fabrication de tours, structures, composantes. Mais cela ne se fera pas spontanément. Sans stratégie industrielle explicite et sans coordination interprovinciale, la valeur se développera ailleurs.
Conclusion : un test de modèle
L’initiative d’Hydro-Québec n’est donc pas un projet d’éolien en mer. C’est un test de modèle.
Production à l’Est, flexibilité au Québec, intégration par le transport.
Mais le vrai test n’est pas technologique. Il est institutionnel et politique.
Le Canada sait-il encore bâtir des architectures énergétiques à l’échelle du pays, ou restera-t-il prisonnier de ses frontières provinciales??
Il est écrit dans le contexte d’un pays de plus en plus dysfonctionnel, où les institutions qui permettaient autrefois de réaliser de grands projets sont aujourd’hui contestées, fragilisées ou activement démantelées. Les auteurs cherchent à expliquer comment un système qui a construit le réseau autoroutier national, le programme Apollo et l’écosystème moderne de recherche a perdu sa capacité à livrer.
Le Canada et le Québec ne se trouvent pas dans cette situation.
Nos institutions sont imparfaites, mais elles fonctionnent. Les services publics opèrent. Les organismes de réglementation font leur travail. Les gouvernements conservent un niveau minimal de légitimité. Cela ne se traduit toutefois pas automatiquement par une capacité d’exécution élevée. En pratique, il est souvent plus facile de construire dans des endroits comme le Texas qu’au Québec. La contradiction est réelle : des institutions fonctionnelles peuvent produire des résultats lents lorsque les processus s’accumulent, que les mandats se chevauchent et que les décisions sont séquentielles plutôt qu’intégrées. C’est dans ce contexte qu’il faut lire ce livre.
Et pourtant, plusieurs de ses idées centrales s’appliquent.
La contrainte n’est plus la ressource, mais l’exécution
L’argument central de Abundance est que les économies avancées ne sont plus limitées par un manque d’idées, de capital ou de technologies, mais par leur capacité à exécuter.
La rareté est aujourd’hui souvent institutionnelle.
Non pas parce que nous ne pouvons pas construire, mais parce que nous ne le faisons pas.
Au Canada, cela se manifeste par des délais de projets prolongés, des coûts d’infrastructure en hausse et une friction réglementaire cumulative. En énergie, cela se traduit par des retards dans le transport, la production et le développement des ressources. Le problème n’est pas technique. Il est organisationnel.
Capacité de l’État, et non taille de l’État
Une des contributions les plus utiles du livre est la distinction entre la taille de l’État et sa capacité.
La question n’est pas de savoir si l’État est grand ou petit, mais s’il est capable d’atteindre ses objectifs.
Le Québec dispose déjà d’une forte présence de l’État, notamment en énergie. Hydro Québec en est un exemple clair. Mais même là, l’exécution devient plus difficile à la marge, ce qui pourrait devenir un frein à la transition énergétique.
L’enjeu n’est pas d’ajouter des politiques. Il est de s’assurer que les institutions existantes livrent des résultats.
Le dilemme vert, version canadienne
L’une des sections les plus pertinentes du livre est le «?Green Dilemma?» : des cadres environnementaux conçus pour bloquer des projets nuisibles bloquent désormais aussi des projets bénéfiques.
C’est directement applicable au Canada.
Des régimes réglementaires conçus pour encadrer les industries polluantes et les hydrocarbures sont maintenant appliqués, souvent sans adaptation, aux énergies renouvelables, aux infrastructures de transport et aux minéraux critiques. Au Québec, le BAPE (Bureau d’audiences publiques sur l’environnement) tend de plus en plus à agir comme un mécanisme d’arrêt de projets, parfois perçu comme un «?Bureau d’arrêt des projets électriques?».
Le résultat est contre-productif.
Des projets essentiels à la décarbonation sont soumis aux mêmes contraintes que ceux qu’ils doivent remplacer. Cela ralentit la transition énergétique.
Friction institutionnelle, réalité canadienne
Au Canada, le problème tient moins à une judiciarisation excessive comme aux États-Unis qu’à une accumulation de frictions institutionnelles.
La multiplicité des niveaux de gouvernance, les mandats qui se chevauchent et les processus d’approbation séquentiels créent des délais et de l’incertitude. À cela s’ajoute le fait que l’énergie est réglementée de manière indépendante dans chaque province, avec des cadres et des priorités distincts.
Le résultat est un système fragmenté où les projets interjuridictionnels deviennent plus complexes.
L’effet est similaire à celui décrit dans le livre : délais plus longs, coûts plus élevés et capacité d’exécution réduite. Mais le mécanisme est différent.
La dimension manquante : la capacité industrielle
La principale faiblesse du livre est l’absence d’analyse des chaînes d’approvisionnement et de la capacité industrielle.
Il suppose que si les obstacles sont levés, les projets suivront.
Ce n’est plus le cas.
Dans l’énergie et les infrastructures, les contraintes incluent désormais la disponibilité des équipements, la main-d’œuvre et la capacité manufacturière.
C’est ici que le Canada et le Québec disposent d’une opportunité.
Contrairement aux hydrocarbures, qui dépendent de la géologie, plusieurs composantes de la transition énergétique peuvent être fabriquées. Avec des politiques industrielles adaptées, cette capacité peut être développée localement.
Que retenir de Abundance
Abundance offre un diagnostic pertinent : les économies avancées ont perdu leur aptitude à construire.
Pour le Québec et le Canada, l’enjeu n’est pas de reproduire le débat américain, mais d’agir avant de converger vers les mêmes blocages.
Trois priorités se dégagent : améliorer l’exécution, adapter les cadres réglementaires à la transition énergétique et développer la capacité industrielle.
Le risque n’est pas un manque d’idées.
C’est de ne plus être capables de les concrétiser.
It is written against the backdrop of a country that is increasingly dysfunctional, where institutions that once enabled large-scale execution are now contested, weakened, or actively dismantled. The authors are trying to explain how a system that once built the interstate highway network, the Apollo program, and the modern research ecosystem has lost its ability to deliver.
Canada, and Québec in particular, are not in that situation.
Our institutions are imperfect, but they are functioning. Public utilities work. Regulatory bodies operate. Governments retain a baseline level of legitimacy. Yet this does not automatically translate into ease of execution. In practice, it is often easier to build in places like Texas than in Québec. The apparent contradiction is real: functioning institutions can still produce slow outcomes when processes accumulate, mandates overlap, and decisions are sequenced rather than integrated. That difference should frame how we read the book.
And yet, many of the book’s core insights still apply.
The real constraint is no longer resources, but execution
The central argument of Abundance is that advanced economies are no longer constrained by a lack of ideas, capital, or technology. They are constrained by their ability to execute.
Scarcity today is often institutional.
Not because we cannot build, but because we do not.
This is visible in Canada through long project timelines, rising infrastructure costs, and cumulative regulatory friction. In energy, it shows up in delays in transmission, generation, and resource development. The issue is not engineering capability. It is coordination, sequencing, and decision-making.
State capacity, not state size
One of the book’s most useful clarifications is the distinction between state size and state capacity.
The question is not whether the government is large or small. It is whether it can achieve its objectives.
Québec already has a significant state presence, particularly in energy. Hydro Québec is a clear example of strong institutional capability. But even there, execution is becoming harder at the margin, and this may become a bottleneck for the energy transition.
The issue is not adding more policy. It is ensuring that existing institutions can deliver outcomes.
The green dilemma, Canadian version
One of the strongest sections of the book is the “Green Dilemma”: environmental frameworks designed to stop harmful projects are now also stopping beneficial ones.
This applies directly to Canada.
Regulatory regimes built to constrain polluting and oil and gas industries are now being applied, often with little adaptation, to renewable energy, transmission infrastructure, and critical mineral development. In Québec, the BAPE (Bureau d’audiences publiques sur l’environnement, or Public Hearings Office on the Environment) increasingly functions as a de facto project stopper, and could be referred to as a “Bureau d’arrêt des projets électriques.”
The result is counterproductive.
Projects that are essential to decarbonization face the same procedural burden as those they are meant to replace. This slows the energy transition and is not aligned with environmental objectives.
Institutional friction, Canadian reality
The Canadian issue is less about excessive lawyering, like in the US, and more about accumulated institutional friction.
Multiple layers of governance, overlapping mandates, and sequential approval processes create delays and uncertainty. This is compounded by the fact that energy is regulated independently in each province, with distinct frameworks, priorities, and approval processes.
The result is a fragmented system where projects that span jurisdictions, such as transmission or supply chains, face additional coordination challenges.
The effect is similar to what the book describes: longer timelines, higher costs, and reduced execution capacity. But the mechanism is different, and so are the solutions.
The missing dimension: industrial capacity
Where the book is weakest are supply chains and industrial capacity.
It largely assumes that once barriers are removed, projects can proceed.
That is increasingly false.
In energy and infrastructure, constraints now include equipment availability, skilled labour, and manufacturing capacity.
This is where Canada and Québec have a structural opportunity.
Unlike fossil fuels, which depend on geology, many components of the energy transition can be manufactured. With the right industrial policies, capacity can be built locally. This is a strategic lever that the book largely ignores.
What to take from Abundance
Abundance is a sharp diagnosis of a real problem: advanced economies have become less capable of building.
For Québec and Canada, the lesson is not to replicate the U.S. debate, but to act before we converge toward the same dysfunction.
The priorities are clear: focus on execution rather than additional planning, adapt regulatory frameworks to the realities of the energy transition, and build industrial capacity alongside infrastructure.
The risk is not that we lack ideas.
It is that we become progressively less able to turn them into reality.
Two weeks into the Iran war, the immediate military and diplomatic stakes are obvious. But the most important long?term consequence may be a faster energy transition. The longer the crisis lasts, the more pressure there will be for a faster transition.
Oil and gas markets react instantly to geopolitical shocks. Tankers, pipelines and maritime choke points such as Hormuz make fossil fuels inherently exposed to conflict. Each crisis reminds governments and businesses of a simple reality: fuel?based energy systems depend on fragile global supply chains. This exposes countries to the political peril of being at the mercy of unpredictable or adventurous administrations in major exporting states or security alliances.
Electric systems based on solar, wind, batteries and, where available, hydro work differently. The equipment may be imported, but the energy itself is local. With the right industrial policies, much of this infrastructure can also be manufactured domestically. Fossil fuels, by contrast, depend on geology. They cannot be manufactured and must be extracted where the resource happens to exist.
Even when solar panels or battery cells are imported, they represent only part of the overall cost of the system. In solar and battery storage projects, a majority share of the investment lies in the balance of system, installation, grid connection and integration, which are local activities. Unlike fossil fuels, where much of the economic value leaves the country with every shipment of oil or gas, these projects generate a substantial share of their economic impact locally through engineering, construction and electrical infrastructure.
This distinction between fuel flows and energy infrastructure may prove decisive.
Signs the Fossil System May Be Nearing an Inflection Point
Recent developments suggest the global fossil system may already be closer to its structural peak than many assume.
Consider China, which has been the main engine of oil demand growth for two decades. A large share of recent “demand” has actually been stock building. Estimates suggest that roughly one million barrels per day of crude had been going into strategic reserves rather than final consumption before the Iran war.
At the same time, most remaining demand growth in China now comes from petrochemical feedstocks. Fuel demand itself appears to have largely plateaued, which reduces the exposure of China to the Iran war.
On the supply side, U.S. shale no longer looks like an endlessly expanding source of production. Output remains high, but growth has slowed significantly and several analysts see signs that the easy expansion phase may be nearing its limits.
Meanwhile, a different pattern is emerging in parts of Africa and South Asia. Where electricity grids are weak and imported fuels expensive, solar, batteries and electric two? and three?wheel vehicles are spreading quickly. These systems often prove cheaper and more resilient than fuel?based alternatives.
None of this means fossil fuels are about to disappear. Phasing them out will take time and the global economy will rely on them for years. But reducing exposure to their price volatility and geopolitical risk is increasingly becoming a sensible risk?management strategy for many countries.
The key moment in any industrial transition is when demand stops growing and begins a structural decline.
Once that point is reached, the dynamics of an industrial change. Investors become cautious about financing long?lived fossil projects. Electrified technologies continue to fall in cost as manufacturing scales. Each EV, heat pump or solar installation permanently removes part of fossil demand.
Industrial transitions thus often speed up after the peak.
What China and Europe Appear to Have Understood About Energy Security and Choke Points
China and several European countries already appear to be operating with this logic.
China has aggressively deployed solar, batteries and electric vehicles while building strategic oil reserves to manage short?term supply risk. At the same time, it has invested heavily across the supply chains for solar, batteries and critical minerals, seeking not only to power its own economy but also to control key choke points in the emerging global energy system.
Many European countries, after the shock of Russian gas dependency, are accelerating electrification and renewable deployment precisely to reduce exposure to fossil fuel geopolitics.
In both cases, the strategy is similar: manage near?term fossil dependence while reducing long?term exposure.
China’s growing petrochemical sector also values heavy crude streams as feedstock, a reminder that, even in a declining fuel market, some types of oil may retain strategic value as industrial carbon sources. This point is particularly relevant for countries such as Canada that produce heavy crude, including oil sands.
Implications for Canada and Québec
For countries such as Canada, and for Québec in particular, the implications are somewhat different.
Fossil fuels will remain part of the global energy system for years, and demand will not disappear overnight. Managing this transition therefore requires careful risk management.
Three principles matter in particular.
First, the declining fossil demand must be managed pragmatically during the transition. Abrupt disruption would be economically damaging.
Second, governments should be cautious about funding long?lived infrastructure that could become stranded if global fossil demand eventually declines. Public policy should avoid transferring that risk to taxpayers or electricity customers.
Third, accelerating electricity infrastructure carries relatively little downside in a world where electricity demand is already expected to grow. Electrification of transport, heating and industry will require major grid expansion and generation capacity in any case. Moving faster on electricity systems therefore reduces exposure to fossil volatility while supporting infrastructure that will be needed regardless of how quickly the transition unfolds.
In other words, the transition is not only about replacing energy sources. It is also about managing risk in a period of structural change.
From Energy Transition to Risk Management
Conflicts in the Gulf will not end the fossil era. But repeated geopolitical shocks can change expectations. Once markets begin behaving as if fossil demand has peaked, the system tends to move in one direction.
The deeper transition is not simply from fossil fuels to renewables.
Pourquoi cette guerre compte au?delà du Moyen?Orient
Deux semaines après le début de la guerre en Iran, les enjeux militaires et diplomatiques immédiats sont évidents. Mais la conséquence la plus importante à long terme pourrait se situer dans le système énergétique. Plus la crise durera, plus la pression pour accélérer la transition énergétique sera forte.
Les marchés du pétrole et du gaz réagissent instantanément aux chocs géopolitiques. Les pétroliers, les pipelines et les goulets d’étranglement maritimes, comme Ormuz, rendent les combustibles fossiles intrinsèquement exposés aux conflits. Chaque crise rappelle aux gouvernements et aux entreprises une réalité simple : les systèmes énergétiques fondés sur les carburants reposent sur des chaînes d’approvisionnement mondiales fragiles. Cela expose les pays au risque politique de dépendre d’administrations imprévisibles ou aventureuses dans les grands pays exportateurs ou dans les alliances de sécurité.
Les systèmes électriques fondés sur le solaire, l’éolien, les batteries et, lorsque c’est possible, l’hydroélectricité fonctionnent différemment. Les équipements peuvent être importés, mais l’énergie elle?même est locale. Avec les bonnes politiques industrielles, une grande partie de cette infrastructure peut aussi être fabriquée localement. Les combustibles fossiles, en revanche, dépendent de la géologie. On ne peut pas les fabriquer : ils doivent être extraits là où la ressource existe.
Même lorsque les panneaux solaires ou les cellules de batterie sont importés, ils ne représentent qu’une partie du coût total du système. Dans les projets solaires et de stockage par batteries, la plus grande part de l’investissement concerne le reste du système, l’installation, le raccordement au réseau et l’intégration, qui sont des activités locales. Contrairement aux combustibles fossiles, où une grande partie de la valeur économique quitte le pays avec chaque cargaison de pétrole ou de gaz, ces projets génèrent une part importante de leurs retombées économiques localement, par l’ingénierie, la construction et les infrastructures électriques.
Cette distinction entre flux de carburants et infrastructures énergétiques pourrait s’avérer déterminante.
Signes que le système fossile approche peut?être d’un point d’inflexion
Les développements récents suggèrent que le système fossile mondial pourrait déjà être plus proche de son sommet structurel qu’on ne le pense.
Prenons le cas de la Chine, qui a été le principal moteur de la croissance de la demande pétrolière pendant deux décennies. Une grande partie de la «?demande?» récente correspond en réalité à du stockage stratégique. On estime qu’environ un million de barils par jour de pétrole brut étaient dirigés vers les réserves stratégiques plutôt que vers la consommation finale avant la guerre en Iran.
Dans le même temps, la majeure partie de la croissance restante de la demande en Chine provient désormais des matières premières pétrochimiques. La demande de carburants semble avoir largement plafonné, ce qui réduit l’exposition de la Chine à la guerre en Iran.
Du côté de l’offre, la production de pétrole de schiste aux États?Unis ne ressemble plus à une source de croissance illimitée. La production reste élevée, mais sa croissance a nettement ralenti et plusieurs analystes estiment que la phase d’expansion facile pourrait approcher de ses limites.
Pendant ce temps, un autre modèle émerge dans certaines régions d’Afrique et d’Asie du Sud. Là où les réseaux électriques sont faibles et les carburants importés coûteux, le solaire, les batteries et les véhicules électriques à deux ou trois roues se diffusent rapidement. Ces solutions s’avèrent souvent moins coûteuses et plus résilientes que les systèmes fondés sur les carburants.
Rien de tout cela ne signifie que les combustibles fossiles sont sur le point de disparaître. Leur élimination prendra du temps et l’économie mondiale en dépendra encore pendant des années. Mais réduire l’exposition à leur volatilité de prix et aux risques géopolitiques devient de plus en plus une stratégie de gestion du risque pour de nombreux pays.
Le moment clé dans toute transition industrielle survient lorsque la demande cesse de croître et commence à décliner structurellement.
Une fois ce point atteint, la dynamique industrielle change. Les investisseurs deviennent plus prudents à l’égard des projets fossiles de longue durée. Les technologies électrifiées continuent de baisser en coût à mesure que la production industrielle augmente. Chaque véhicule électrique, pompe à chaleur ou installation solaire retire durablement une part de la demande fossile.
Les transitions industrielles s’accélèrent souvent après ce point.
Ce que la Chine et l’Europe semblent avoir compris à propos de la sécurité énergétique et des points de contrôle
La Chine et plusieurs pays européens semblent déjà agir selon cette logique.
La Chine a massivement déployé le solaire, les batteries et les véhicules électriques tout en constituant des réserves stratégiques de pétrole afin de gérer les risques d’approvisionnement à court terme. En parallèle, elle a investi fortement dans les chaînes d’approvisionnement du solaire, des batteries et des minéraux critiques, cherchant non seulement à alimenter sa propre économie, mais aussi à contrôler des points de passage clés dans le futur système énergétique mondial.
Après le choc de la dépendance au gaz russe, de nombreux pays européens accélèrent l’électrification et le déploiement des énergies renouvelables précisément pour réduire leur exposition à la géopolitique des combustibles fossiles.
Dans les deux cas, la stratégie est similaire : gérer la dépendance fossile à court terme tout en réduisant l’exposition à long terme.
Le secteur pétrochimique croissant de la Chine valorise également les pétroles lourds comme matière première, rappelant que même dans un marché des carburants en déclin, certains types de pétrole peuvent conserver une valeur stratégique comme sources de carbone industriel. Ce point est particulièrement pertinent pour des pays, comme le Canada, qui produisent du pétrole lourd, notamment les sables bitumineux.
Implications pour le Canada et le Québec
Pour des pays comme le Canada, et pour le Québec en particulier, les implications sont quelque peu différentes.
Les combustibles fossiles resteront une composante du système énergétique mondial pendant encore plusieurs années et la demande ne disparaîtra pas du jour au lendemain. Gérer cette transition exige donc une gestion prudente du risque.
Trois principes sont particulièrement importants.
Premièrement, la baisse de la demande fossile doit être gérée de façon pragmatique pendant la transition. Une perturbation brutale serait économiquement dommageable.
Deuxièmement, les gouvernements devraient être prudents avant de financer des infrastructures de longue durée qui pourraient devenir des actifs échoués si la demande mondiale de combustibles fossiles diminue. Les politiques publiques devraient éviter de transférer ce risque aux contribuables ou aux consommateurs d’électricité.
Troisièmement, accélérer les infrastructures électriques comporte relativement peu de risques dans un monde où la demande d’électricité est déjà appelée à croître. L’électrification des transports, du chauffage et de l’industrie nécessitera de toute façon une expansion majeure des réseaux et des capacités de production. Aller plus vite dans le développement des systèmes électriques réduit donc l’exposition à la volatilité des combustibles fossiles tout en soutenant des infrastructures qui seront nécessaires, quelle que soit la vitesse de la transition.
Autrement dit, la transition ne consiste pas seulement à remplacer des sources d’énergie. Il s’agit aussi de gérer les risques dans une période de transformation structurelle.
De la transition énergétique à la gestion du risque
Les conflits dans le Golfe ne mettront pas fin à l’ère des combustibles fossiles. Mais des chocs géopolitiques répétés peuvent modifier les attentes. Une fois que les marchés commencent à agir comme si la demande fossile avait atteint son sommet, le système tend à évoluer dans une seule direction.
La transition la plus profonde n’est pas simplement celle qui mène des combustibles fossiles aux renouvelables.
C’est celle qui mène de carburants mondiaux vers une électricité locale.
I recently returned from a stay in the Magdalen Islands in the Gulf of St. Lawrence. Behind the beauty of the landscapes lies a unique energy reality: both pragmatic and fragile.
Energy on the Islands is still dominated by fossil fuels: diesel for boats and trucks, gasoline for cars, large marine diesel engines for the Cap-aux-Meules power plant, and heating oil for homes.
Photos: Ferry; Heating oil tank; Fuel tanks; Port of Cap-aux-Meules
Two wind turbines punctuate the landscape. They symbolize a willingness to diversify, but also local resistance to change perceived as imposed “from the mainland”. Unlike Prince Edward Island, which I passed on the way to the ferry, I saw no solar panels in the Magdalen Islands. On PEI, solar panels are already visible in the landscape and part of everyday life, accentuating the contrast.
Enercon E126 EP3 wind turbine and my campervan to have a sense of scale
A local economy anchored in diesel
The Cap-aux-Meules plant runs on large 12 MW marine diesel engines. These are the same types of engines found in many power plants across Africa and other remote regions of the world: reliable, robust, but rigid. They cannot easily adjust to variations in wind power.
Cap-aux-Meules power plant
Maintaining them requires specialized mechanics, often trained in maritime trades. These stable jobs are essential in a local economy marked by the seasonality of tourism and fishing. Replacing diesel with renewables does not recreate the same job base. And that is the core dilemma: energy transition is not just about replacing megawatts, it must also work with existing economic and social structures.
Between renewables and network rigidity
Integrating renewables runs up against this reality. The two existing turbines produce electricity, but their contribution is constrained by the inflexible thermal fleet. The absence of residential or commercial solar reinforces the impression of a system locked in its traditional model, despite potential and inspiring examples elsewhere.
Hydro-Québec’s plan (June 2025)
Hydro-Québec recently announced a strategy to reshape the Islands’ energy supply:
A new 16.8 MW wind farm on Grosse-Île, expected to cut diesel use by 40%.
A residential and commercial solar program starting in 2026 (covering up to 50% of installation costs).
A new low-carbon fuel power plant by 2035, designed to maintain local jobs.
A $70M efficiency program, including widespread deployment of heat pumps.
This plan addresses social and technical constraints, but it isn’t very innovative. One might have hoped for more: experiments with storage, pilot microgrids, or bolder solutions like those seen in other islands.
Transport and heating: small but concrete steps
I saw a few electric cars. Like heat pumps, each replacement reduces imported fuel consumption and emissions, even if the electricity still comes mainly from fossil fuels. In a temperate climate, the efficiency gains are significant.
The Orkney contrast
Across the Atlantic, the Orkney Islands (Scotland) chose a different path: go big on renewables (wind, tidal, solar), then invent solutions to balance the grid with storage and green hydrogen. In the Magdalen Islands, the approach remains cautious and traditional: secure energy with a thermal base, and gradually add renewables. Two opposite logics, both valid in their respective contexts.
Madelinots facing climate change
Residents don’t need theory: they already live with climate impacts. Coastal erosion is everywhere, entire homes are protected by rock armouring, and the disappearance of sea ice worsens winter storms. Their carbon footprint is tiny, but their vulnerability immense.
Houses protected by a rock wall
A universal contrast: pragmatism vs idealism
This contrast between pragmatism (Michael Liebreich) and idealism (Greta Thunberg) is not unique to the Islands. It is found everywhere the transition threatens established practices or entrenched orders. Think of Alberta: facing climate-driven wildfires, yet still dependent on oil exploitation.
Conclusion – Politics as the art of the possible
From the mainland, the contradictions seem obvious: acknowledging climate change while relying on diesel. But the Islands’ energy transition must be built with, and for, their residents.
Hydro-Québec’s strategy charts a pragmatic course: diversify supply, cut emissions, and preserve local jobs. Yet for a territory so exposed and symbolic, perhaps more boldness was needed.
Je reviens d’un séjour aux Îles-de-la-Madeleine, dans le golfe du St-Laurent. Derrière la beauté des paysages, on découvre une réalité énergétique unique, à la fois pragmatique et fragile.
L’énergie aux Îles est encore dominée par les combustibles fossiles : diesel pour les bateaux et les camions, et essence pour les voitures, gros moteurs maritimes pour la centrale thermique de Cap-aux-Meules, mazout pour le chauffage.
Photos: traversier; réservoir de mazout; réservoirs de carburant; port de Cap-aux-Meules.
Deux éoliennes ponctuent le paysage. Elles symbolisent une volonté de diversification, mais aussi les résistances locales face à un changement perçu comme imposé « du continent ». Contrairement à l’Île-du-Prince-Édouard, visitée sur le chemin du traversier, je n’ai vu aucun panneau solaire aux Îles. Sur l’Î.-P.-É., les panneaux sont déjà visibles dans le paysage et intégrés dans la vie quotidienne, ce qui accentue le contraste.
Éolienne Enercon E126 EP3 et mon campeur pour donner l’échelle
Une économie locale ancrée dans le diesel
La centrale de Cap-aux-Meules fonctionne avec de gros moteurs diesel maritimes de 12 MW. Ce sont les mêmes types de moteurs que l’on retrouve dans de nombreuses centrales en Afrique ou dans d’autres régions isolées du monde : fiables, robustes, mais rigides. Ils ne peuvent pas s’ajuster rapidement aux variations de l’éolien.
Centrale de Cap-aux-Meules
Leur entretien mobilise des mécaniciens spécialisés, souvent formés dans le milieu maritime. Ces emplois stables sont essentiels dans une économie locale marquée par la saisonnalité du tourisme et de la pêche. Remplacer le diesel par des énergies renouvelables ne recrée pas le même tissu d’emplois. Et c’est là tout le dilemme : la transition énergétique ne se limite pas à remplacer des mégawatts, elle doit aussi composer avec les structures économiques et sociales existantes.
Entre renouvelables et rigidité du réseau
L’intégration des énergies renouvelables se heurte directement à cette réalité. Les deux éoliennes actuelles produisent de l’électricité, mais leur contribution est limitée par la rigidité du parc thermique. L’absence de solaire résidentiel ou commercial renforce cette impression d’un système qui reste enfermé dans son modèle traditionnel, malgré le potentiel et les exemples inspirants observés ailleurs.
Le plan d’Hydro-Québec (juin 2025)
Hydro-Québec a récemment annoncé une stratégie pour transformer l’approvisionnement énergétique des Îles :
Un nouveau parc éolien de 16,8 MW à Grosse-Île, qui réduira de 40 % la consommation de diesel.
Un programme solaire résidentiel et commercial dès 2026 (jusqu’à 50 % du coût couvert).
Une nouvelle centrale à carburant à faible intensité en carbone d’ici 2035 pour maintenir des emplois locaux.
Un programme d’efficacité énergétique de 70 M$, incluant le déploiement massif de thermopompes.
Ce plan répond aux contraintes sociales et techniques, mais il n’est pas très innovant. On aurait pu espérer davantage : expérimentations avec le stockage, projets pilotes de microgrids hybrides, solutions plus audacieuses, comme on en voit dans d’autres îles.
Transport et chauffage : de petits pas concrets
J’ai vu quelques voitures électriques. Comme pour les thermopompes, chaque remplacement réduit la consommation de carburant importé et les émissions, malgré l’électricité de source fossile, surtout dans un climat tempéré qui maximise les gains d’efficacité.
Le contraste avec les Orkney
À l’autre bout de l’Atlantique, les îles Orkney (Écosse) ont pris une voie différente : miser massivement sur le renouvelable (éolien, marée, solaire), puis inventer des solutions pour équilibrer le réseau avec du stockage et de l’hydrogène vert. Aux Îles-de-la-Madeleine, l’approche reste prudente et traditionnelle : sécuriser l’énergie avec une base thermique, et intégrer progressivement des renouvelables. Deux logiques opposées, toutes deux légitimes selon les contextes.
Les Madelinots face aux changements climatiques
Les habitants n’ont pas besoin d’explications théoriques : ils vivent déjà les effets du climat. L’érosion côtière est visible partout, des maisons entières sont protégées par des enrochements artificiels, et la disparition du couvert de glace aggrave les tempêtes hivernales. Leur empreinte carbone est minuscule, mais leur vulnérabilité est immense.
Maisons protégées par enrochement
Un contraste universel : pragmatisme vs idéalisme
Ce contraste entre pragmatisme (à la Michael Liebreich) et idéalisme (à la Greta Thunberg) n’est pas exclusif aux Îles. On le retrouve partout où la transition menace les façons de faire ou l’ordre établi. Pensons à l’Alberta : confrontée aux feux de forêt liés au climat, mais toujours dépendante de l’exploitation pétrolière.
Conclusion – La politique est l’art du possible
Vues du continent, les contradictions semblent évidentes : reconnaître les changements climatiques tout en continuant à dépendre du diesel. Mais la transition énergétique des Îles doit se construire avec et pour leurs habitants.
La stratégie d’Hydro-Québec trace une voie pragmatique : diversifier les sources, réduire les GES, tout en préservant l’économie locale. Mais pour un territoire aussi exposé et symbolique, on aurait peut-être aimé plus d’audace.
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.
L’intégration profonde du réseau électrique du Canada avec celui des États-Unis a longtemps offert des avantages économiques, notamment grâce à un échange transfrontalier efficace. Des provinces comme le Québec, l’Ontario, le Manitoba et la Colombie-Britannique ont tiré parti de ce système interconnecté pour exporter leur surplus d’énergie hydroélectrique, stabiliser l’offre et la demande et générer des revenus. Cependant, cette intégration crée aussi des vulnérabilités stratégiques, notamment en raison des tensions géopolitiques et des changements de politique aux États-Unis, qui exposent les compagnies d’électricité canadiennes à de nouveaux risques.
Compte tenu des risques croissants liés au levier économique des États-Unis, aux changements réglementaires et même à la rhétorique d’annexion, le Canada doit réévaluer son approche en matière d’interconnexions électriques et de gouvernance du réseau. Doit-il réduire sa dépendance aux interconnexions avec les États-Unis ? Devrait-il établir un opérateur de réseau indépendant (ISO) à l’échelle nationale?? Le Canada doit-il développer ses propres interconnexions est-ouest, afin de ne plus dépendre des interconnexions nord-sud avec les États-Unis ?
Une province a déjà choisi une voie plus autonome : le Québec. Hydro-Québec exploite un réseau indépendant, alimenté par ses propres infrastructures et installations ainsi qu’au Labrador, tout en exportant et important de l’énergie vers les États-Unis selon ses propres conditions. Ce modèle démontre qu’il est possible de garder le contrôle sur l’approvisionnement en électricité tout en participant au commerce transfrontalier. Reste à savoir : le Canada devrait-il suivre cet exemple??
Vulnérabilités stratégiques du commerce d’électricité entre le Canada et les États-Unis
Le réseau électrique du Canada n’est pas unifié à l’échelle nationale, mais plutôt une mosaïque de réseaux provinciaux, dont plusieurs sont davantage connectés aux États-Unis qu’aux provinces voisines.
Principales lignes de transport électrique en Amérique du Nord (
Ces interconnexions procurent une stabilité et des profits liés aux échanges d’électricité, mais elles exposent également le Canada à plusieurs risques :
Influence géopolitique : Les États-Unis pourraient utiliser le commerce de l’électricité comme un levier de négociation dans des différends économiques ou sécuritaires, en imposant des tarifs, des plafonds de prix ou des barrières réglementaires.
Dépendance réglementaire : Les compagnies d’électricité canadiennes doivent se conformer aux normes de fiabilité définies aux États-Unis par la North American Electric Reliability Corporation (NERC) et ses entités régionales, ce qui soumet le Canada aux décisions politiques américaines.
Risques de cybersécurité : Les interconnexions transfrontalières créent des vulnérabilités en matière de cybersécurité. Si des agences américaines comme le Department of Energy (DOE) ou la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) subissent des réductions budgétaires, la supervision de la sécurité du réseau pourrait s’affaiblir, exposant ainsi le Canada à des menaces accrues. De plus, de récents développements suggèrent que les États-Unis ne qualifient plus la Russie de menace pour la cybersécurité, ce qui soulève des inquiétudes quant à la pertinence des mesures défensives américaines contre d’éventuelles cyberattaques. (The Guardian)
Ces préoccupations rejoignent les conclusions du rapport 2018 du Comité permanent des ressources naturelles, intitulé «?Strategic Electricity Interties?», qui souligne la nécessité de renforcer les interconnexions interprovinciales. Ce rapport met en évidence le fait que la dépendance du Canada aux interconnexions nord-sud nuit à la sécurité énergétique et limite sa flexibilité économique, ce qui accentue l’urgence d’adopter une stratégie nationale.
Comment les réseaux électriques du Canada et des États-Unis sont-ils interconnectés?? Et pourquoi est-ce important??
Le système électrique nord-américain est composé de plusieurs « interconnexions?», qui fonctionnent de manière coordonnée, mais ne sont pas synchronisées. Une interconnexion est un vaste système électrique régional où plusieurs réseaux opèrent en parfaite synchronisation, ce qui permet à l’électricité de circuler efficacement. Tous ces réseaux fonctionnent à environ 60 Hertz (Hz), mais sans être exactement en phase. Chaque interconnexion équilibre indépendamment sa production et sa consommation, avec des capacités de transfert limitées entre elles.
Les États-Unis et le Canada partagent plusieurs interconnexions majeures, qui facilitent les flux d’électricité et la coordination en matière de fiabilité.
Principales interconnexions et entités régionales du NERC
Interconnexion de l’Est : Couvre la majeure partie de l’Amérique du Nord à l’est des Rocheuses, incluant l’Ontario, le Manitoba et les provinces maritimes. Il s’agit de la plus vaste interconnexion.
Interconnexion de l’Ouest : Comprend la Colombie-Britannique et l’Alberta et s’étend aux États américains de l’Ouest.
Interconnexion du Québec : Contrairement au reste du Canada, le Québec fonctionne de manière indépendante et utilise des liaisons haute tension en courant continu (HVDC) et d’autres liaisons asynchrones pour se connecter à l’interconnexion de l’Est sans synchronisation directe.
Interconnexions du Texas et de l’Alaska : Ces systèmes étatsuniens fonctionnent indépendamment du reste du réseau nord-américain, sans lien direct avec le Canada.
Qui contrôle réellement le réseau électrique canadien?? Le rôle de NERC, NPCC, WECC et MRO
Bien que le Canada gère ses ressources électriques, la fiabilité du réseau est fortement influencée par la NERC et ses entités régionales, qui imposent des normes à l’échelle de l’Amérique du Nord pour les échanges transfrontaliers et la fiabilité du réseau, dont :
NPCC (Northeast Power Coordinating Council) : Couvre le Québec, l’Ontario, les provinces maritimes et les états du Nord-Est étatsunien.
WECC (Western Electricity Coordinating Council) : Supervise la Colombie-Britannique et l’Alberta et assure la coordination avec les états de l’ouest des États-Unis.
MRO (Midwest Reliability Organization) : Inclut le Manitoba, la Saskatchewan et une partie de l’Ontario, intégrant avec le Midwest américain.
Comme ces organisations relèvent toutes de la NERC, les services publics canadiens doivent se conformer aux normes américaines, même lorsqu’ils desservent uniquement le marché intérieur. Si les politiques de sécurité nationale des États-Unis ou leurs accords commerciaux évoluent, le Canada pourrait être contraint par des réglementations extérieures.
Des interconnexions strictement canadiennes : une alternative au réseau nord-américain
Le Québec exploite sa propre interconnexion, distincte des interconnexions de l’Est et de l’Ouest. C’est la seule province canadienne à disposer d’un réseau autonome, lui conférant un contrôle stratégique sur ses flux énergétiques et ses échanges commerciaux. L’interconnexion québécoise repose sur des liaisons HVDC et d’autres liaisons asynchrones, permettant une régulation technique indépendante des échanges transfrontaliers.
Cette séparation a d’abord été conçue pour protéger l’interconnexion de l’Est des perturbations pouvant être causées par les longues lignes de transport d’énergie provenant du nord du Québec. Ce modèle permet au Québec de gérer efficacement son réseau quasi exclusivement hydroélectrique tout en maintenant un contrôle indépendant de ses opérations et de ses politiques d’exportation. Notamment, grâce à cette interconnexion autonome, le Québec n’a pas été affecté par la gigantesque panne de 2003, qui a commencé en Ohio et a laissé l’Ontario sans électricité. Cet incident, qui a touché plus de 50 millions de personnes, démontre à quel point le reste du Canada dépend de la stabilité du réseau américain.
Ce modèle confère au Québec une plus grande indépendance, l’isolant des défis potentiels de réglementation ou de fiabilité aux États-Unis. Cette indépendance crée un précédent pour l’établissement d’interconnexions exclusivement canadiennes, réduisant l’exposition aux parties américaines des interconnexions de l’Est et de l’Ouest. Étant donné la taille du Canada, cela nécessiterait deux interconnexions ou plus, reliées par de nouvelles liaisons HVDC.
La transition vers des interconnexions strictement canadiennes serait un projet de longue haleine, nécessitant au moins une décennie. Un exemple pertinent est celui des États baltes, qui ont récemment abandonné le réseau russe pour se synchroniser avec celui de l’Union européenne. Cette transition a exigé d’importants investissements dans la modernisation du réseau, le renforcement des infrastructures et une coordination internationale, et a pris plus de 15 ans à être achevée. Le Canada devrait envisager une planification similaire pour assurer une transition fluide vers une indépendance énergétique accrue.
Conclusion : la nécessité d’une stratégie électrique canadienne
Des interconnexions strictement canadiennes, appuyées par des liaisons HVDC est-ouest, permettraient au Canada de mieux équilibrer ses ressources renouvelables, d’assurer une plus grande fiabilité et de réduire sa dépendance aux réglementations et politiques américaines. Le Québec prouve déjà qu’un modèle de gestion indépendante est viable, offrant ainsi une feuille de route pour les autres provinces.
Bien que ce projet implique des défis importants, notamment en termes de coûts d’infrastructure et d’opposition provinciale, il pourrait représenter la meilleure solution à long terme pour assurer la souveraineté énergétique du Canada et renforcer la résilience de son réseau électrique.
The deep integration of Canada’s electricity grid with the United States has long provided economic benefits, particularly through efficient cross-border energy trade. Provinces like Québec, Ontario, Manitoba, and British Columbia have leveraged this interconnected system to export surplus hydroelectric power, stabilize supply and demand, and generate revenue. However, this integration also presents strategic vulnerabilities, especially as geopolitical tensions and U.S. policy shifts introduce new risks to Canadian utilities.
With the rising risks of U.S. economic leverage, regulatory changes, and even annexation rhetoric, Canada must rethink its approach to electricity interconnections and grid governance. Should Canada reduce its reliance on U.S. interconnections? Should it establish independent system operators (ISO) that cross provincial boundaries? Should Canada develop its own electricity interconnections, replacing reliance on the North American Eastern and Western Interconnections?
One province already operates with a degree of electricity sovereignty: Québec. Hydro-Québec runs a largely independent electricity network, relying on its own grid and generating stations, as well as in Labrador, while selectively exporting and importing power to U.S. markets. This model offers Canada an example of how to maintain control over electricity supply while still engaging in cross-border trade on its own terms. The question remains: should Canada as a whole follow suit?
Strategic Vulnerabilities in the U.S.-Canada Electricity Trade
Canada’s electrical infrastructure is not a unified, nationwide network but rather a patchwork of provincial grids, many of which have stronger north-south ties to the U.S. than east-west connections to other Canadian provinces.
Major Power Transmission Lines in North America (
The U.S. ties provide stability and allow for profitable electricity trade but also expose Canada to risks such as:
Geopolitical Leverage: The U.S. could use electricity trade as a bargaining tool in broader economic or security disputes, imposing tariffs, price caps, regulatory barriers, or restrictions on Canadian electricity exports.
Regulatory Dependence: Canadian utilities must comply with U.S.-based reliability standards set by the North American Electric Reliability Corporation (NERC) and its regional entities, leaving Canada vulnerable to U.S. policy changes. Incidentally, the original name was the U.S. National Electric Reliability Council, later changed to “North American” in recognition of Canada’s participation.
Security Risks: Cross-border interdependencies create cybersecurity risks. If the U.S. Department of Energy (DOE) or related agencies like the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) face budget cuts (as seen by the Federal Aviation Administration, FAA), oversight of grid security could weaken, potentially exposing Canada to reliability threats. Furthermore, recent developments suggest the U.S. is no longer characterizing Russia as a cybersecurity threat, raising concerns about the adequacy of U.S. defensive measures against potential cyberattacks. (The Guardian)
These concerns align with findings from the Standing Committee on Natural Resources’ 2018 report, ****************“Strategic Electricity Interties”, which emphasized the need for greater interprovincial energy transmission. The report highlighted that Canada’s reliance on north-south interconnections limits energy security and economic flexibility, reinforcing the urgency for a stronger national electricity strategy.
How the U.S. and Canadian Grids Connect—and Why It Matters
The North American power system consists of multiple interconnected grids, called “interconnections”, that operate in coordination but are not all synchronized. An interconnection refers to a large-area electrical system where multiple power networks operate in synchrony, allowing electricity to flow seamlessly across vast regions. These systems all run at around 60 Hertz (Hz), but not exactly in phase. Each interconnection maintains its own balance of electricity generation and demand, with only limited transfer capacity between them.
The United States and Canada share several major power interconnections that facilitate electricity trade and reliability coordination.
NERC’s Key Interconnections and Regional Entities
Eastern Interconnection: Covers most of North America east of the Rocky Mountains, including Ontario, Manitoba, and the Maritimes. It is the largest of the interconnections.
Western Interconnection: Covers British Columbia and Alberta, extending into the western U.S. states.
Québec Interconnection: Unlike the rest of Canada, Québec operates as a separate interconnection, using high-voltage direct current (HVDC) and other asynchronous ties to connect to the Eastern interconnection rather than synchronizing with it.
Texas and Alaska Interconnections: These U.S. systems are also independent and not synchronized with the Eastern or Western Interconnections, though they do not directly impact Canadian utilities.
Who Really Controls Canada’s Grid? The Role of NERC, NPCC, WECC, and MRO
While Canada controls its electricity resources, because of the common interconnections, grid reliability is heavily influenced by NERC and its regional entities, which enforce standards across North America to coordinate cross-border electricity flows and reliability planning, including:
NPCC (Northeast Power Coordinating Council): Covers Québec, Ontario, the Maritimes, and the U.S. Northeast states.
WECC (Western Electricity Coordinating Council): Oversees British Columbia and Alberta, ensuring coordination with the U.S. western states.
MRO (Midwest Reliability Organization): Includes Manitoba, Saskatchewan, and part of Ontario, integrating with the U.S. Midwest.
Since all these organizations operate under NERC’s authority, Canadian utilities must comply with U.S. regulatory standards, even when serving domestic markets. This means that if U.S. national security concerns or trade policies shift, Canada could face regulatory constraints beyond its control.
Canada-Only Interconnections: An Alternative to the North American Grid
Québec operates its own separate interconnection, distinct from the Eastern and Western Interconnections used by the rest of Canada. It is the only province in Canada with an autonomous grid, giving it strategic control over energy flows and trade policies, distinct from the Eastern and Western Interconnections used by the rest of Canada. It is the only province in Canada with a fully autonomous grid, giving it strategic technical control over energy flows and trade policies. The Québec interconnection has HVDC and other asynchronous ties to the U.S. and the rest of Canada, allowing it to regulate cross-border electricity flow independently.
This separation was originally designed to protect the Eastern Interconnection from disruptions caused by Québec’s long-distance transmission lines carrying hydroelectric power from the north. The independent structure allows Québec to efficiently manage its unique energy system, which is almost entirely hydro-based, while also maintaining full control over its grid operations and trade policies. Notably, because of this independent interconnection, Québec was unaffected by the massive 2003 Northeast Blackout that began in Ohio, while Ontario suffered extensive outages. This blackout disrupted power for over 50 million people, demonstrating how reliant the rest of Canada is on U.S. grid stability. This incident highlights the vulnerability of Canadian grids to disruptions originating in the U.S.
This model gives Québec greater independence, insulating it from potential U.S. regulatory or reliability challenges. This model sets a precedent for the creation of Canada-only interconnections, reducing exposures to the U.S. portions of the Eastern and Western Interconnections. Given Canada’s vast geography, this would likely require two or more independent interconnections linked by new high-voltage direct current (HVDC) interties.
The transition to Canada-only interconnections would be a long-term, complex endeavour, likely requiring at least a decade to fully implement. A relevant example is the Baltic states’ recent separation from the Russian grid and synchronization with the European Union’s network. This transition required extensive investments in grid modernization, infrastructure upgrades, and international coordination, taking over 15 years from planning to execution. The Canadian grid would require similar long-term planning to ensure a smooth transition away from reliance on the U.S. interconnections. This underscores the significant investment, coordination, and infrastructure development necessary for such a shift.
Conclusion: The Need for a Canadian Electricity Strategy
A Canada-only interconnection system, supported by HVDC east-west transmission, would allow Canada to balance renewable energy, ensure reliability, and reduce dependence on U.S. policies and regulations. Québec already serves as a model for greater energy independence, proving that Canada can maintain sovereignty while selectively engaging in energy trade.
While this path presents challenges—including infrastructure costs and provincial resistance—it may be the best long-term strategy for protecting Canada’s energy sovereignty and grid resilience.
Napoleonic France emphasized centralized scientific progress, while Industrial Revolution Britain thrived on market-driven experimentation and private-sector collaboration. The result? Britain rapidly adopted innovations like steam power, while France, despite breakthroughs, struggled with scalability and commercialization.
Fast forward to today—Canada faces a similar crossroads. While state-driven initiatives in clean energy have driven remarkable progress, ensuring that these innovations transition from research labs to large-scale adoption remains a challenge.
?? Should Canada focus more on private-sector incentives to accelerate commercialization? ?? What lessons from history can help balance government-led research with entrepreneurial agility?
The answers lie in a strategic blend of historical lessons, modern policies, and bold action. Read on to discover how Canada and Québec can build an energy ecosystem that scales innovation and strengthens national energy security.
I. Comparing the Two Innovation Models in Energy
While both Napoleonic France and Industrial Revolution Britain played crucial roles in energy innovation, their approaches differed significantly. France’s state-led model focused on controlled scientific advancements, while Britain’s decentralized market-driven approach encouraged rapid adoption. The table below highlights key contrasts between the two models:
This contrast demonstrates that while state-led research can produce major breakthroughs, sustained technological progress often depends on decentralized innovation networks, private investment, and market-driven incentives. In Britain, organizations such as the Lunar Society (which included inventors like James Watt and Matthew Boulton) and the Royal Society provided crucial platforms for knowledge exchange and collaboration. These informal networks allowed inventors to refine ideas and accelerate practical applications, fostering a dynamic innovation ecosystem.
In contrast, France relied on formal institutions like the Académie des Sciences and the École Polytechnique, which focused on state-led scientific progress. While these institutions ensured a high level of theoretical knowledge and systematic research, the centralized control limited the commercial scalability of innovations. Canada and Québec must find a balance between these models to successfully scale clean energy technologies in today’s geopolitical landscape.
II. Invention vs. Adoption in Energy
Case Study: Innovation in Steam Power
France contributed foundational research in energy innovation. Sadi Carnot (1824) developed thermodynamic theory, laying the foundation for modern heat engines. However, France’s lack of industrial ecosystems prevented immediate practical applications.
Before then, James Watt’s steam engine (1769) had revolutionized British industry, allowing for mass production in textiles, mining, and railways. Britain’s private investment networks and industrial-scale coal extraction fuelled rapid adoption. Additionally, British inventors frequently engaged in tinkering and trial-and-error experimentation, often producing early prototypes without a deep theoretical foundation. The Lunar Society facilitated discussions that helped bridge the gap between scientific theory and practical industrial applications.
Implications for Canada and Québec
Québec, with its strong hydroelectric sector, mirrors France’s state-led model, where major energy projects are government-controlled. For new clean energy technologies (e.g. green hydrogen, battery storage), Canada must enable private-sector investment to scale adoption beyond state-supported projects. Encouraging experimental innovation hubs and public laboratories where companies can test and refine early-stage clean energy solutions could accelerate commercialization. Given current economic and geopolitical pressures, including U.S. annexation threats, Canada must ensure energy independence and strategic resource control to avoid economic vulnerability. Fostering a Canada-wide energy ecosystem and encouraging energy entrepreneurs to collaborate across provinces is critical, especially now, as collaboration with U.S. firms will be more difficult.
III. Challenges in Adoption: Comparing France, Britain, and Canada/Québec
1. Centralized Control Slows Commercialization
Napoleonic France’s highly structured approach to scientific progress meant that while significant breakthroughs were made, they were often constrained by bureaucratic control. Scientists and engineers worked on government mandates, and private-sector incentives were minimal. This created an environment where technological advancements were slow to reach industrial applications.
Meanwhile, Britain’s market-driven model encouraged widespread industrial adoption, fuelled by private investment and strong patent protections. Inventors had the freedom to develop, refine, and commercialize their work, leading to rapid advancements in energy technology.
Similarly, Canada today faces challenges in bridging the gap between government-supported research and large-scale industrial adoption. While public R&D investments have driven advancements in renewable energy, bureaucratic barriers, especially between provinces, and regulatory constraints have slowed down commercialization. Canada and Québec must ensure that clean energy innovations do not stagnate in research institutions but instead transition into widespread market use.
2. Energy Innovation Needs Market Adoption
Napoleonic France saw many groundbreaking scientific discoveries, yet these innovations often remained confined to academic or military applications rather than being widely implemented in the economy.
Britain’s decentralized, private-sector-driven model allowed for rapid adoption of technological advancements, particularly in the energy sector.
Canada faces similar challenges today—while it has strengths in energy innovation (e.g. hydroelectric power, carbon capture, and battery technology), adoption remains limited due to regulatory constraints and a lack of private-sector incentives.
To fully realize the potential of clean energy technologies, Canada must align market forces with innovation incentives, ensuring that breakthroughs transition into widespread industrial and consumer use.
Encouraging domestic adoption of clean technologies will reduce reliance on external markets, making Canada more resilient in the face of geopolitical instability.
IV. Strategic Priorities for Canada and Québec in Energy
The lessons from France and Britain’s historical approaches to innovation offer valuable guidance for Canada and Québec’s energy future. A successful energy transition requires a strategic balance between government support and industrial policies and private-sector dynamism. Policies should foster investment, streamline market adoption, and prioritize energy sovereignty to ensure long-term resilience.
1. Encourage Private Investment in Clean Energy — Government-backed research should actively partner with industry to ensure commercial-scale adoption. Canada must prioritize energy independence in response to U.S. trade aggression.
2. Ensure Resilience in Energy Supply Chains — Trade conflicts highlight the need for electrical equipment, domestic battery and clean energy technology production.
3. Decentralized Innovation Clusters Are More Effective Than Bureaucratic Control — Canada and Québec should strengthen regional energy innovation clusters while ensuring national coordination. Although clusters may focus on specific technologies, a cohesive strategy will maximize innovation, resource-sharing, and energy security.
4. Energy Sovereignty Must Be a National Priority — Given geopolitical threats, Canada must protect strategic energy assets and infrastructure from foreign control.
Conclusion: Canada’s Path Forward in Energy Innovation
The contrast between France’s structured scientific advancements and Britain’s hands-on, market-driven tinkering highlights key lessons for Canada and Québec today. By leveraging state-led research while fostering private-sector commercialization, Canada can establish a strong, resilient clean energy sector that ensures long-term economic stability and energy security.
La France napoléonienne a mis l’accent sur les progrès scientifiques centralisés, tandis que la Grande-Bretagne industrielle a prospéré grâce à l’expérimentation axée sur le marché et à la collaboration avec le secteur privé. Résultat?? La Grande-Bretagne a rapidement adopté des innovations comme la machine à vapeur, tandis que la France, malgré des avancées, a eu du mal avec la mise à l’échelle et la commercialisation.
Aujourd’hui, le Canada est à un carrefour similaire. Alors que les initiatives étatiques en matière d’énergie propre ont permis des progrès remarquables, garantir que ces innovations passent des laboratoires de recherche à une adoption à grande échelle reste un défi.
?? Le Canada devrait-il se concentrer davantage sur les incitations au secteur privé pour accélérer la commercialisation?? ?? Quelles leçons de l’histoire peuvent aider à équilibrer la recherche dirigée par le gouvernement et l’agilité entrepreneuriale??
Les réponses résident dans un mélange stratégique de leçons historiques, de politiques modernes et d’actions audacieuses. Découvrez comment le Canada et le Québec peuvent bâtir un écosystème énergétique qui favorise l’innovation et renforce la sécurité énergétique nationale.
I. Comparaison des deux modèles d’innovation énergétique
Bien que la France napoléonienne et la Grande-Bretagne de la révolution industrielle aient toutes deux joué un rôle crucial dans l’innovation énergétique, leurs approches différaient considérablement. Le modèle dirigé par l’État en France était axé sur des avancées scientifiques contrôlées, tandis que l’approche décentralisée et axée sur le marché de la Grande-Bretagne encourageait une adoption rapide. Le tableau ci-dessous met en évidence les principales différences entre ces deux modèles :
Ce contraste montre que si la recherche dirigée par l’État peut générer des percées majeures, le progrès technologique durable repose souvent sur des réseaux d’innovation décentralisés, des investissements privés et des incitations axées sur le marché. En Grande-Bretagne, des organisations comme la Lunar Society (qui comprenait des inventeurs comme James Watt et Matthew Boulton) et la Royal Society ont offert des plateformes essentielles pour l’échange de connaissances et la collaboration. Ces réseaux informels ont permis aux inventeurs de perfectionner leurs idées et d’accélérer les applications pratiques, favorisant ainsi un écosystème d’innovation dynamique.
En revanche, la France s’appuyait sur des institutions formelles, comme l’Académie des Sciences et l’École Polytechnique, axées sur les progrès scientifiques dirigés par l’État. Bien que ces institutions aient garanti un haut niveau de connaissances théoriques et de recherche systématique, le contrôle centralisé limitait la commercialisation des innovations. Le Canada et le Québec doivent trouver un équilibre entre ces modèles pour développer efficacement les technologies d’énergie propre dans le contexte géopolitique actuel.
II. Invention vs adoption en énergie
Étude de cas : Innovation dans la vapeur
La France a contribué à la recherche fondamentale en innovation énergétique. Sadi Carnot (1824) a développé la théorie de la thermodynamique, posant ainsi les bases des moteurs thermiques modernes. Cependant, l’absence d’un écosystème industriel a empêché des applications pratiques immédiates.
Auparavant, la machine à vapeur de James Watt (1769) avait révolutionné l’industrie britannique, permettant la production de masse dans le textile, l’exploitation minière et les chemins de fer. Les réseaux d’investissement privés et l’extraction massive de charbon en Grande-Bretagne ont favorisé une adoption rapide. De plus, les inventeurs britanniques pratiquaient fréquemment l’expérimentation et les ajustements progressifs, souvent en produisant des prototypes sans base théorique approfondie. La Lunar Society a facilité les discussions permettant de combler l’écart entre la théorie scientifique et les applications industrielles.
Implications pour le Canada et le Québec
Le Québec, avec son secteur hydroélectrique dominant, reflète le modèle dirigé par l’État de la France, où les grands projets énergétiques sont sous contrôle gouvernemental. Pour les nouvelles technologies d’énergie propre (ex. hydrogène vert, stockage d’énergie), le Canada doit favoriser les investissements privés pour accélérer l’adoption au-delà des projets soutenus par l’État. Encourager des centres d’innovation expérimentale et des laboratoires publics où les entreprises peuvent tester et affiner des solutions énergétiques en phase initiale pourrait accélérer la commercialisation.
III. Défis d’adoption : comparaison entre la France, la Grande-Bretagne et le Canada/Québec
1. Le contrôle centralisé ralentit la commercialisation
La France napoléonienne a adopté une approche hautement structurée du progrès scientifique, ce qui a conduit à des avancées majeures, mais souvent limitées par un contrôle bureaucratique strict. Les scientifiques et ingénieurs travaillaient sous mandats gouvernementaux, et les incitations du secteur privé étaient limitées. Résultat : les avancées technologiques mettaient du temps à être appliquées industriellement.
En revanche, le modèle britannique axé sur le marché a favorisé une adoption industrielle rapide, soutenue par l’investissement privé et des protections de brevets solides. Les inventeurs avaient la liberté de développer, affiner et commercialiser leurs innovations, entraînant ainsi des progrès énergétiques rapides.
De la même manière, le Canada fait aujourd’hui face à un défi similaire, devant combler le fossé entre la recherche financée par l’État et l’adoption industrielle à grande échelle. Malgré des investissements publics en R&D ayant conduit à des avancées dans les énergies renouvelables, les barrières bureaucratiques, particulièrement interprovinciales, et les contraintes réglementaires ralentissent la commercialisation. Le Canada et le Québec doivent s’assurer que les innovations énergétiques propres ne stagnent pas dans les institutions de recherche, mais qu’elles soient intégrées dans l’ensemble du marché.
2. L’innovation énergétique nécessite une adoption industrielle
La France napoléonienne a produit de nombreuses découvertes scientifiques majeures, mais celles-ci sont souvent restées confinées à des applications académiques ou militaires au lieu d’être largement mises en œuvre dans l’économie.
Le modèle décentralisé et axé sur le secteur privé de la Grande-Bretagne a permis une adoption rapide des innovations, en particulier dans le domaine de l’énergie.
Aujourd’hui, le Canada est confronté à des défis similaires. Bien qu’il soit un pionnier en matière d’innovation énergétique (comme l’hydroélectricité, le captage du carbone et les batteries), l’adoption reste limitée en raison de contraintes réglementaires et d’un manque d’incitations pour le secteur privé.
Pour exploiter pleinement le potentiel des technologies propres, le Canada doit aligner les forces du marché sur les incitations à l’innovation, garantissant que les avancées scientifiques se transforment en applications industrielles et grand public.
Encourager l’adoption nationale des technologies propres réduira la dépendance aux marchés étrangers, rendant ainsi le Canada plus résilient face à l’instabilité géopolitique.
IV. Priorités stratégiques pour le Canada et le Québec en matière d’énergie
Les leçons des approches historiques de la France et de la Grande-Bretagne offrent des orientations précieuses pour l’avenir énergétique du Canada et du Québec. Une transition énergétique réussie nécessite un équilibre stratégique entre le soutien gouvernemental et les politiques industrielles et le dynamisme du secteur privé. Les politiques doivent encourager l’investissement, accélérer l’adoption du marché et garantir la souveraineté énergétique pour assurer une résilience à long terme.
1. Encourager l’investissement privé dans l’énergie propre — Les recherches financées par le gouvernement doivent être couplées à des partenariats industriels pour assurer une adoption à grande échelle. Le Canada doit donner la priorité à l’indépendance énergétique face à l’agression économique des États-Unis.
2. Assurer la résilience des chaînes d’approvisionnement énergétiques — Les tensions commerciales montrent l’importance de la production nationale d’équipements électriques, de batteries et de technologies énergétiques propres.
3. Des pôles d’innovation régionaux, mais une coordination pancanadienne — Le Canada et le Québec doivent renforcer les pôles régionaux d’innovation énergétique tout en assurant une coordination nationale. Bien que les pôles puissent être spécialisés, une stratégie globale est essentielle pour maximiser l’innovation, le partage des ressources et la sécurité énergétique.
4. Faire de la souveraineté énergétique une priorité nationale — Face aux menaces géopolitiques, le Canada doit protéger ses actifs énergétiques stratégiques et son infrastructure contre toute prise de contrôle étrangère.
Conclusion : Le chemin vers l’innovation énergétique du Canada
Le contraste entre les avancées scientifiques structurées de la France et l’expérimentation pragmatique de la Grande-Bretagne met en lumière des enseignements essentiels pour le Canada et le Québec aujourd’hui. En combinant une recherche soutenue par l’État avec une commercialisation dynamique portée par le secteur privé, le Canada peut bâtir un secteur de l’énergie propre solide et résilient, garantissant ainsi la stabilité économique et la sécurité énergétique à long terme.
Can solar + batteries help reduce winter peak electricity demand in Québec?
This initial analysis suggests that solar + 4-hour storage is 1/3 cheaper than hydropower + transmission per MW of peak capacity. While hydro remains critical for seasonal storage, solar + storage can optimize its use, reduce peak-hour dispatch, and provide ancillary grid services.
Cost per effective winter peak MW: $3.75M (Solar + Storage) vs. $7.10M (Hydro + Transmission).
O&M Costs: Solar + Storage: $20k/MW/year; Hydro: $75k/MW/year.
50-Year Lifetime Cost per MW: $7.25M (Solar) vs. $10.85M (Hydro).
I was taken aback by the initial evaluation’s suggestion that solar panels and batteries could be a cost-effective solution for winter peak shaving. However, a more in-depth analysis is necessary.
Québec’s electricity system is largely designed to meet winter peak demand, driven by electric heating during cold spells. The province’s hydropower reservoirs provide long-term seasonal energy storage, but can solar power, paired with batteries, help shave daily winter peaks cost effectively? This article provides an initial comparison of utility-scale solar with 4-hour LFP battery storage and hydropower with long-distance transmission, focusing on cost per effective MW available during peak hours in winter.
1. The Correlation Between Cold Temperatures and Solar Irradiance
A key concern with solar in winter is low irradiance due to shorter days and the sun’s lower angle. However, there is a notable correlation between clear skies and cold temperatures in Québec.
Cold air masses are often associated with high-pressure systems, which bring clear skies and maximize solar output.
Solar panels operate more efficiently in cold weather, improving performance.
During the coldest winter peaks, solar generation is often strong, and reverberation from snow cover can further increase the solar irradiance reaching the panels.
The equivalent of 2–3 hours of solar generation can be expected during a short winter day, justifying the need for 1.5 MW of solar per 1 MW/4 MWh of battery storage to ensure full battery charging each day.
However, winter solar cannot replace baseload generation, as overall production is still much lower than in summer. Instead, its best winter role is to provide peak shaving during cold spells when paired with batteries, while minimizing water withdrawals from the reservoirs throughout the year.
2. Cost Per MW for Winter Peak Demand
To ensure a fair comparison, we examine the cost per MW of actual peak power availability in winter, rather than installed capacity alone.
Notes on cost derivation:
Solar costs are based on Canadian utility-scale photovoltaic system pricing, with cost reductions expected over time.
Battery costs are derived from National Renewable Energy Laboratory (NREL) projections for LFP battery systems with a 4-hour duration.
The batteries do not necessarily need to be collocated with the solar plants. They can be placed in locations where they offer the most significant advantages, such as on Montréal’s island near large loads.
Hydropower costs are based on reported capital expenditures for projects such as La Romaine and Gull Island.
Transmission costs follow reported 735 kV line costs from projects such as Chamouchouane–Bout-de-l’Île and Churchill Falls expansions.
Cold days typically yield good solar power, but there are cloudy cold days with less solar generation. On such days, hydropower can supplement solar to charge batteries between morning and evening peaks. Conversely, during warmer periods, excess solar generation can reduce water withdrawals. Solar and hydropower complement each other.
This comparison provides median cost estimates; actual project costs will depend on site-specific factors, regulatory considerations, and technology advancements. Specific references for further reading are included at the end.
3. Operating & Maintenance (O&M) Costs
Key Takeaways:
Solar + storage has lower maintenance costs, as batteries and panels require minimal servicing.
Hydropower has higher O&M due to dam maintenance, turbine upkeep, and transmission maintenance.
4. Expected Lifespan
5. Long-Term Cost Comparison Over 50 Years
Since hydropower lasts longer, let’s normalize total costs over 50 years for a fairer comparison.
Key Takeaways:
Even when including a full replacement at Year 25, solar + storage remains ~33% cheaper than hydropower.
Hydropower provides superior long-term reliability, but at a higher total cost.
These cost estimates do not include financing costs, net present value of future expenditures, or potential future cost reductions for solar and battery technologies. Future projects could have different cost structures due to technological advancements and changing economic conditions.
6. Conclusion
Solar + 4-hour storage is a cost-effective way to reduce hydro dispatch during peak hours.
It is nearly 50% cheaper per MW of peak capacity than hydropower with transmission.
While hydropower remains essential for seasonal energy storage, solar + storage can optimize its use.
Batteries provide additional ancillary services, further improving financial viability.
Future cost trends and project-specific conditions could change these results.
