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.
In 1866, the Great Eastern steamship laid the first successful transatlantic telegraph cable, forever altering global communication. Messages that once took ten days to cross the Atlantic by ship could suddenly be sent in minutes. The geopolitical, commercial, and cultural impacts were immediate and profound — not because the cable was cheap, but because it was transformative.
I remember reading about the Great Eastern when I was young, and its audacious scale and engineering left a lasting impression on me. (The picture accompanying this article is from one of my books when I was a kid.) It was a tool of its time — a giant that bridged continents — and it sparked my lifelong interest in the power of big systems to shape the world.
Today, a similar revolution may be taking shape below the waves. Proposed by three energy financiers, Laurent Segalen , Simon Ludlam , and Gerard Reid , the North Atlantic Transmission One – Link (NATO-L) project aims to connect Canada’s hydroelectric and renewable energy sources with Europe’s renewable grid. It would create a high-capacity, high-voltage direct current (HVDC) lines between North America and Europe.
But I don’t think that this is just about moving electrons. Like the first transatlantic telegraph cable, NATO-L could reshape geopolitical relationships, catalyze economic integration, and unlock a new era of clean energy cooperation — if we get the market structures right for power producers at both ends to benefit.
Before proceeding, I must clarify that I have no financial, professional, or personal interest in the NATO-L project. Additionally, I was neither compensated nor requested by its proponents to write this article. My analysis is based solely on publicly available information and my independent interpretation of its implications.
A Project of Strategic Proportions
The NATO-L cable would link two complementary energy systems:
North-eastern North America, with abundant and dispatchable hydroelectricity, as well as growing onshore and offshore wind capacity.
Northern Europe, with enormous offshore wind generation and growing challenges around intermittency and curtailment.
Based on public information, NATO-L will consist of HVDC subsea cables (6 GW total capacity) using>525 kV technology, with routes ranging between 3,750 km and 4,500 km. I anticipate the project will be implemented in phases, each adding a few gigawatts of capacity over several years. This phased approach would allow for incremental learning and risk management, enabling stakeholders to better assess the project’s performance and value before committing to the full build-out.
Several routing options are also under evaluation, including northern (possibly via Greenland) and southern (via France) corridors. The shorter northern route, which I believe to be the most promising one, establishes a connection between hydroelectric power generation in northern Québec and Labrador and renewable energy sources in the North Sea and neighbouring countries.
The project leverages uncorrelated wind and solar resources across continents and a six-hour time difference to optimize renewable use and daily grid balancing. Operational commissioning is targeted for 2040 following a multi-phase development and permitting schedule.
Not About Cheap Power — About Timely Power
While legacy hydro in Eastern Canada is inexpensive, new capacity additions — whether hydro, wind, or solar — are increasingly costly. Meanwhile, wind and solar prices in Europe are declining. This means NATO-L’s value does not rest on permanent price gaps but on timing.
Thanks to the 5–6 hour time difference between Eastern North America and Europe, NATO-L enables daily arbitrage:
Transmit power eastward during the peak demand periods of the morning and evening in Europe, which correspond to the low demand periods of midday and the middle of the night in Canada.
Transmit power westward during the peak demand periods of the morning and evening in Canada, which correspond to the low demand periods of midday and the middle of the night in Europe.
This allows the same installed capacity to serve four peak demand periods per day, greatly enhancing system value.
Hydro as a Remote Battery for Europe
Unlike wind and solar, big hydro (with reservoirs) is dispatchable. The water stored in reservoirs can be released precisely when needed, although minimum flow and cascaded generating stations somewhat limit this flexibility. This allows North American hydro to serve as a zero-carbon remote battery for Europe:
Curtailment mitigation: Back off hydro generation when European wind is abundant.
Rapid dispatch: Ramp up hydro when Europe faces supply shortfalls.
Balancing services: Support frequency regulation and grid stability, on and off peaks.
This turns Canadian hydro into powerful tools for enabling high penetration of renewables in Europe — by allowing water to be conserved in North American reservoirs when wind and solar are abundant in Europe, and dispatched when European generation is insufficient. This flexibility is especially valuable because days of high electricity demand are typically not correlated between Europe and Eastern Canada. This lack of correlation further strengthens the arbitrage and balancing potential of transatlantic interconnection. As coal and gas are phased out in Europe, this capability becomes increasingly critical, especially with the large inflexible French nuclear fleet in the mix.
European Experience with HVDC Submarine Interconnectors
Europe has extensive and growing experience with HVDC submarine interconnectors, including:
Viking Link (UK—Denmark): 765 km, 1.4 GW, operational since 2023.
North Sea Link (UK—Norway): 720 km, 1.4 GW, operational since 2021.
NordLink (Germany—Norway): 623 km, 1.4 GW, operational since 2021.
IFA2 (UK—France): 204 km, 1 GW, operational since 2021.
COBRAcable (Netherlands—Denmark): 325 km, 700 MW, operational since 2019.
These interconnectors have proven to be highly effective at smoothing intermittent generation, lowering wholesale prices, and enhancing reliability during peak demand or system stress. While some of these projects were initially controversial due to concerns over cost, environmental impact, or market interference, their eventual success has demonstrated the technical and regulatory feasibility of long-distance HVDC links across sovereign borders — a precedent highly relevant to NATO-L.
Financial Framework: Costs and Value Potential
Submarine interconnectors are already widely used and deliver measurable value in regional grids. For example, during the 2024–25 winter in Great Britain, National Grid reported that its interconnector fleet provided up to 5.2 GW of dynamic flow changes in response to system stress, including the cancellation of emergency capacity notices. The Viking Link, initially operating at half capacity due to Danish grid maintenance, was promptly ramped up to full capacity to serve the British evening peak — a clear demonstration of the value of cross-border, real-time coordination. NATO-L would extend these proven benefits to a transatlantic scale, enabling load balancing between asynchronous grids and optimizing the use of uncorrelated renewable resources.
Financial Overview Table (estimation by me, not NATO-L):
Capital cost estimates for NATO-L are based on comparisons with similar long-distance HVDC subsea cable projects. For example, Viking Link (UK—Denmark, 1,400 MW over 765 km) cost around €2 billion, while the proposed Xlinks Morocco—UK project (3.6 GW, 4,000 km) is projected at £20 billion. NATO-L, at 6 GW and 3,750–4,500 km, is expected to cost between €20–28 billion, accounting for cable manufacturing, installation, converter stations, permitting, and contingencies. This figure also aligns with the cost profiles of other multi-gigawatt subsea projects using>525 kV HVDC technology.
Operating costs for a project of this scale include cable and station maintenance, staffing, insurance, regulatory compliance, and system operation. These costs are expected to range from €200 million to €500 million annually, depending on utilization and actual deployment complexity. The largest component is likely to be the energy cost associated with transmission losses, followed by routine subsea inspection and maintenance cycles, and the costs of keeping converter stations and control systems operating reliably across the oceanic span.
Transmission losses are an important factor in operating costs. HVDC subsea cables typically experience losses of about 3% per 1,000 km. Over the projected northern route of 3,750 km, this implies total line losses of roughly 11–12%. Losses would be less when the cables are not operating at full capacity. Assuming a 60% utilization rate (4 peaks of 3–4 hours each), a 6 GW line would deliver about 31.5 TWh/year. At a 12% loss, approximately 4 TWh/year is lost. Valued at €80/MWh, this represents an annual cost of roughly €320 million, falling within the upper range of operating expenditure estimates. This reinforces the importance of optimizing utilization and transmission efficiency for financial viability.
The projected €2–4.5 billion in annual available market value represents the pool of value created by energy arbitrage, capacity services, and ancillary grid functions. This is not necessarily revenue for NATO-L itself, as this value will be shared among all market actors involved — including electricity producers, storage operators, balancing service providers, and potentially the interconnector operator. NATO-L yearly revenue would depend on its regulatory framework, ownership structure, and the tolling or merchant model adopted.
1. Energy Arbitrage:
With a 6 GW line used 50–75% of the time, annual traded volumes would be 26–39 TWh.
Price spreads of €50–100/MWh between North American and European peak times yield a value pool of €1.3B to €3.0B per year.
2. Capacity Payments:
Capacity prices in European markets like the UK range from €30,000—€75,000/MW/year.
For 6 GW, this translates into €180M to €450M per year.
3. Ancillary Services and Curtailment Mitigation:
By avoiding curtailment and providing balancing support, NATO-L could enable services valued at €100M to €300M per year.
Total Justified Value Range: €1.6B (low end) to €4.5B+ per year (upper-bound).
This structure does not rely on permanent average price advantages, but on market-driven value creation through flexibility, timing, and integration services.
The proponents of NATO-L will likely rely on analytical approaches beyond traditional net present value (NPV) analysis to assess the viability of the project — as is often the case with transformative infrastructure initiatives. When faced with high uncertainty, long time horizons, and the potential for systemic impacts, methods such as real option analysis, scenario-based planning, and strategic value assessments are frequently more appropriate. This perspective reflects how other major interconnector projects have been evaluated and aligns with the inherently strategic nature of NATO-L.
The NATO-L project is clearly still in its early stages, focusing on building consensus, attracting founding members, and engaging with stakeholders across political, regulatory, technical, industrial, and financial sectors. Given the project’s scale and strategic importance, it is possible that major European utilities or transmission operators may become involved as the project progresses.
Modern Cable-Laying: From Great Eastern to Monna Lisa
The resilience of submarine electricity cables is often underestimated. While failures can be disruptive, repairing a high-voltage direct current (HVDC) cable is typically faster and less hazardous than fixing an undersea natural gas pipeline. There is no pressurized gas containment or risk of explosion — just technically demanding but well-understood electrical work. This makes HVDC interconnectors a more resilient and safer long-term investment.
A historical comparison is instructive. The Great Eastern’s first attempt to lay the transatlantic telegraph cable in 1865 ended in failure when the cable snapped mid-ocean. The ship returned to the site in 1866 after successfully laying the first transatlantic cable in its second attempt. The crew located and retrieved the lost cable, spliced it, and successfully completed the second connection across the Atlantic — an extraordinary feat of perseverance and technical skill over 150 years ago. When I read this as a child, I found this repair to be very impressive.
In the 19th century, the Great Eastern was the only vessel capable of carrying and laying a transatlantic cable. Today, that pioneering legacy continues with a new generation of specialized cable ships. One prominent example is the Monna Lisa, Prysmian Group’s latest cable-laying vessel.
With a full-load displacement of approximately 35,000 tonnes, the Monna Lisa measures 185 metres in length and 34 metres in width. It features two large-capacity cable carousels (7,000 and 10,000 tonnes), advanced DP3 dynamic positioning systems, and high bollard pull capacity for deep-sea operations. Ships like Monna Lisa are what make a transatlantic project like NATO-L technically and operationally feasible.
The Market Challenge: Bridging Different Regulatory Worlds
A key issue is that Europe and North America operate under very different market structures:
Europe has liberalized and competitive wholesale and capacity markets.
Eastern Canada and parts of the U.S. Northeast operate within monopoly frameworks or hybrid regulated systems.
For NATO-L to work effectively, mechanisms must be created to allow power trading across these systems. Options could include:
Creation of a merchant export entity operating under EU rules.
Long-term bilateral PPAs with EU system operators.
New intergovernmental frameworks under the Comprehensive Economic and Trade Agreement (CETA) umbrella.
The advocates for this initiative will need to determine a financial structure that allows all involved parties, including buyers and sellers, to profit in line with their respective levels of risk tolerance.
Beyond Economics: Strategic and Geopolitical Dimensions
NATO-L also holds strategic relevance at a time when transatlantic alliances are under pressure. With the U.S. adopting increasingly protectionist policies and stoking annexationist rhetoric, Canada has a vested interest in diversifying its energy partnerships and deepening ties with Europe.
A transatlantic energy corridor would:
Position Canada as a trusted supplier of clean, reliable power.
Bolster Europe’s shift away from fossil fuels and dependence on autocratic regimes.
Enhance NATO’s collective resilience through non-military infrastructure.
Mitigate climate risks by connecting regions with complementary weather patterns and renewable generation profiles.
This strategic dimension could also unlock institutional or financial support from the European Union. The NATO-L project seems to align with the goals of REPowerEU, the EU’s flagship plan to reduce fossil fuel imports, accelerate renewables, and strengthen cross-border infrastructure. By facilitating transatlantic integration and flexible use of dispatchable hydro, NATO-L contributes directly to those aims. Under REPowerEU, projects that enable decarbonization, energy diversification, and grid resilience are candidates for support through EU coordination or funding instruments.
I estimate that the project could help displace about €1 billion worth of annual natural gas imports and reduce emissions by around 20 million tonnes of CO? per year — primarily by enabling flexible clean dispatch during Europe’s peak demand periods and reducing the curtailment of renewable generation.
By my calculations, the project could also help displace about €1 billion of annual natural gas imports in Europe and cut about 20 million tonnes of CO? per year.
Conclusion: A Second Transatlantic Revolution
The Great Eastern cable of 1866 wasn’t transformative because it was cheap. It was transformative because it reshaped the world’s economic and political interactions.
NATO-L has the potential to do the same for the clean energy era.
By leveraging time zones, dispatchable hydro, and advanced HVDC technology, it can unlock deep decarbonization, transatlantic stability, and real economic returns. But only if market structures evolve to meet the opportunity.
Just as the telegraph enabled global finance, diplomacy, and industry to flourish, NATO-L can become the backbone of a more integrated and resilient net-zero economy.
En 1866, le navire à vapeur Great Eastern posa avec succès le premier câble télégraphique transatlantique, transformant à jamais les communications mondiales. Les messages, qui prenaient autrefois dix jours à traverser l’Atlantique par bateau, pouvaient désormais être transmis en quelques minutes. Les impacts géopolitiques, commerciaux et culturels furent immédiats et profonds — non parce que le câble était bon marché, mais parce qu’il était transformationnel.
Je me souviens d’avoir lu à propos du Great Eastern quand j’étais jeune. Son échelle audacieuse et son génie technique m’ont profondément marqué. (L’image accompagnant cet article provient d’un de mes livres d’enfance.) Il fut un outil emblématique de son époque — un géant reliant les continents — et a suscité chez moi un intérêt durable pour le pouvoir des grands systèmes à façonner le monde.
Aujourd’hui, une révolution semblable pourrait se profiler sous les mers. Proposé par trois financiers de l’énergie — Laurent Segalen , Simon Ludlam et Gerard Reid —, le projet North Atlantic Transmission One – Link (NATO-L) vise à relier les sources d’hydroélectricité et d’énergies renouvelables du Canada au réseau renouvelable européen. Il s’agirait de lignes à courant continu haute tension (HVDC) de grande capacité entre l’Amérique du Nord et l’Europe.
Mais je ne pense pas que cela se résume au transport d’électrons. Comme le premier câble télégraphique transatlantique, NATO-L pourrait redessiner les relations géopolitiques, catalyser l’intégration économique et ouvrir une nouvelle ère de coopération énergétique propre — si l’on conçoit des structures de marché adéquates permettant aux producteurs des deux continents d’en tirer profit.
Avant d’aller plus loin, je précise que je n’ai aucun intérêt financier, professionnel ou personnel dans le projet NATO-L. Je n’ai pas non plus été rémunéré ou sollicité par ses promoteurs pour rédiger cet article. Mon analyse repose uniquement sur des informations publiques et sur mon interprétation indépendante de leurs implications.
Un projet d’envergure stratégique
Le câble NATO-L relierait deux systèmes énergétiques complémentaires :
Le nord-est de l’Amérique du Nord, riche en hydroélectricité pilotable, ainsi qu’en capacité croissante d’éolien terrestre et en mer.
Le nord de l’Europe, doté d’une production éolienne maritime massive et confronté à des défis croissants d’intermittence et de contingentement.
Selon les informations publiques disponibles, NATO-L serait composé de câbles sous-marins HVDC d’une capacité totale de 6 GW utilisant la technologie >525 kV, sur des trajets variant entre 3?750 et 4?500 km. Je prévois que le projet sera mis en œuvre par étapes, chaque phase ajoutant quelques gigawatts de capacité sur plusieurs années. Cette approche graduelle permettrait un apprentissage progressif et une gestion des risques, en permettant aux parties prenantes d’évaluer la performance et la valeur du projet avant de s’engager dans une réalisation complète.
On évalue actuellement plusieurs itinéraires potentiels, notamment un passage par le nord (peut-être par le Groenland) et un passage par le sud (via la France. Le tracé le plus court, au nord, me paraît le plus prometteur. Il établirait un lien entre la production hydroélectrique du nord du Québec et du Labrador et les sources renouvelables de la mer du Nord et des pays voisins.
Le projet tirerait parti de ressources éoliennes et solaires non corrélées entre les continents et d’un décalage horaire de six heures pour optimiser l’usage des renouvelables et l’équilibrage quotidien des réseaux. La mise en service opérationnelle est prévue pour 2040, après un calendrier de développement et d’autorisations en plusieurs phases.
Il ne s’agit pas d’électricité bon marché — mais d’électricité au bon moment
Bien que l’hydroélectricité patrimoniale de l’est du Canada soit peu coûteuse, les ajouts de capacité — qu’il s’agisse d’hydroélectricité, d’éolien ou de solaire — deviennent de plus en plus onéreux. Parallèlement, les prix de l’éolien et du solaire en Europe continuent de baisser. Cela signifie que la valeur de NATO-L ne repose pas sur des écarts de prix permanents, mais sur la synchronisation temporelle.
Grâce au décalage horaire de 5 à 6 heures entre l’est de l’Amérique du Nord et l’Europe, NATO-L permet un arbitrage quotidien :
Acheminer de l’électricité vers l’est pendant les périodes de forte demande en Europe (le matin et le soir), qui correspondent aux périodes de faible demande au Canada (le milieu de la nuit et le milieu de la journée).
Acheminer de l’électricité vers l’ouest pendant les pointes de demande au Canada, qui coïncident avec les périodes creuses en Europe.
Ce mécanisme permet à une même capacité installée de servir quatre pointes de demande par jour, augmentant considérablement sa valeur systémique.
L’hydroélectricité comme batterie distante pour l’Europe
Contrairement à l’éolien et au solaire, l’hydroélectricité avec réservoirs est pilotable. L’eau stockée dans les réservoirs peut être turbinée précisément au moment requis, bien que des contraintes, comme les débits minimums ou les centrales en cascade, puissent en limiter partiellement la flexibilité. Cela permet à l’hydroélectricité nord-américaine de servir de batterie à distance zéro carbone pour l’Europe :
Réduction du contingentement : réduction de la production hydroélectrique lorsque le vent est abondant en Europe.
Appels de puissance rapides : augmentation de la production hydroélectrique quand l’Europe fait face à des pénuries.
Services d’équilibrage : soutien à la régulation de fréquence et à la stabilité du réseau, pendant et hors des pointes.
Cela permet aux réservoirs canadiens de conserver l’eau lorsque l’Europe dispose d’une surproduction éolienne ou solaire, pour ensuite produire lorsque la génération européenne est insuffisante. Cette flexibilité est particulièrement précieuse, puisque les jours de forte demande en électricité ne sont généralement pas corrélés entre l’Europe et l’est du Canada. Ce manque de corrélation renforce le potentiel d’arbitrage et d’équilibrage d’une interconnexion transatlantique. Alors que l’Europe élimine progressivement le charbon et le gaz, cette capacité devient de plus en plus critique, en particulier avec la présence d’un parc nucléaire français important et peu flexible.
Expérience européenne en matière d’interconnexions sous-marines HVDC
L’Europe possède une vaste expérience avec les interconnexions sous-marines à courant continu haute tension (HVDC), notamment :
Viking Link (Royaume-Uni–Danemark) : 765 km, 1,4 GW, opérationnel depuis 2023.
North Sea Link (Royaume-Uni–Norvège): 720 km, 1,4 GW, opérationnel depuis 2021.
NordLink (Allemagne–Norvège) : 623 km, 1,4 GW, opérationnel depuis 2021.
IFA2 (Royaume-Uni–France) : 204 km, 1 GW, opérationnel depuis 2021.
COBRAcable (Pays-Bas–Danemark) : 325 km, 700 MW, opérationnel depuis 2019.
Ces interconnexions se sont révélées très efficaces pour lisser la production intermittente, faire baisser les prix de gros et améliorer la fiabilité en période de pointe ou de stress du système. Bien que certains de ces projets aient été controversés à leur lancement — en raison de préoccupations liées aux coûts, à l’impact environnemental ou aux effets sur le marché — leur succès a démontré la faisabilité technique et réglementaire des liaisons HVDC longue distance entre États souverains. Ce précédent est particulièrement pertinent pour NATO-L.
Cadre financier : coûts et potentiel de valeur
Les interconnexions sous-marines sont déjà largement utilisées et apportent une valeur mesurable aux réseaux régionaux. Par exemple, durant l’hiver 2024–2025 en Grande-Bretagne, le gestionnaire de réseau National Grid a rapporté que sa flotte d’interconnexions a permis des ajustements dynamiques des mouvements d’énergie atteignant jusqu’à 5,2 GW en réponse au stress du système, notamment en annulant des avis de capacité d’urgence. Le Viking Link, initialement en service à demi-capacité en raison de travaux de maintenance sur le réseau danois, a été rapidement porté à pleine capacité pour répondre à la pointe de consommation du soir au Royaume-Uni — une démonstration claire de la valeur d’une coordination transfrontalière en temps réel. NATO-L étendrait ces bénéfices éprouvés à l’échelle transatlantique, permettant un équilibrage des charges entre réseaux asynchrones et optimisant l’utilisation de ressources renouvelables non corrélées.
Tableau récapitulatif financier(estimation personnelle, non fournie par NATO-L) :
Les estimations des coûts en capital pour NATO-L s’appuient sur des comparaisons avec d’autres projets de câbles sous-marins HVDC longue distance. Par exemple, le projet Viking Link (Royaume-Uni–Danemark, 1?400 MW sur 765 km) a coûté environ 2 milliards €, tandis que le projet Xlinks Maroc–Royaume-Uni (3,6 GW, 4?000 km) est estimé à 20 milliards £. NATO-L, avec 6 GW et 3 750–4 500 km, devrait coûter entre 20 et 28 milliards €, incluant la fabrication des câbles, leur installation, les stations de conversion, les permis et les imprévus. Cette estimation s’aligne sur les profils de coûts d’autres projets sous-marins multigigawatts utilisant la technologie HVDC >525 kV.
Les coûts d’exploitation pour un projet de cette envergure incluent l’entretien des câbles et des stations, le personnel, l’assurance, la conformité réglementaire et l’exploitation du système. Ces coûts devraient varier entre 200 et 500 millions € par an, selon le taux d’utilisation et la complexité réelle du déploiement. Le poste le plus important est probablement le coût énergétique lié aux pertes de transmission, suivi par l’inspection sous-marine régulière et la maintenance, ainsi que par les frais liés au fonctionnement fiable des stations de conversion et des systèmes de commande à travers l’océan.
Les pertes de transmission sont un facteur important dans les coûts d’exploitation. Les câbles HVDC sous-marins perdent typiquement environ 3 % d’énergie par tranche de 1?000 km. Sur un tracé nord projeté de 3?750 km, cela représente une perte totale d’environ 11 à 12 %. Les pertes seraient moindres lorsque les câbles ne fonctionnent pas à pleine capacité. En supposant un taux d’utilisation de 60 % (4 pointes de 3 à 4 heures chacune), une ligne de 6 GW livrerait environ 31,5 TWh/an. Avec une perte de 12 %, environ 4 TWh/an sont perdus. Au prix de 80 €/MWh, cela représente un coût annuel d’environ 320 millions €, ce qui se situe dans la fourchette supérieure des estimations de dépenses d’exploitation. Cela souligne l’importance d’optimiser l’utilisation et le rendement de transmission pour assurer la viabilité financière.
La valeur annuelle de marché disponible de 2 à 4,5 milliards € représente le bassin de valeur créé par l’arbitrage énergétique, les services de capacité et les fonctions auxiliaires de réseau. Ce montant ne constitue pas nécessairement un revenu pour NATO-L en soi, puisqu’il sera partagé entre tous les acteurs du marché — producteurs d’électricité, exploitants de stockage, fournisseurs de services d’équilibrage, et potentiellement l’exploitant de l’interconnexion. Le revenu annuel de NATO-L dépendra de son cadre réglementaire, de sa structure de propriété et du modèle de rémunération (péage ou marchand) retenu.
1. Arbitrage énergétique :
Avec une ligne de 6 GW utilisée 50 à 75 % du temps, les volumes annuels échangés seraient de 26 à 39 TWh.
Des écarts de prix de 50 à 100 €/MWh entre les pics nord-américains et européens donnent un bassin de valeur de 1,3 à 3,0 milliards €/an.
2. Paiements de capacité :
Les prix de capacité dans les marchés européens, comme le Royaume-Uni varient entre 30?000 et 75?000 €/MW/an.
Pour 6 GW, cela représente 180 à 450 millions €/an.
3. Services auxiliaires et atténuation du contingentement :
En évitant le contingentement et en assurant un équilibrage, NATO-L pourrait fournir des services évalués à 100 à 300 millions €/an.
Valeur totale justifiée : de 1,6 à plus de 4,5 milliards €/an.
Cette structure ne dépend pas d’un avantage de prix moyen permanent, mais de la création de valeur pilotée par le marché, fondée sur la flexibilité, le timing et les services d’intégration.
Les promoteurs de NATO-L s’appuieront vraisemblablement sur des approches analytiques dépassant l’analyse traditionnelle de la valeur actuelle nette (VAN) pour évaluer la viabilité du projet — comme c’est souvent le cas pour les infrastructures transformationnelles. Face à l’incertitude, aux horizons temporels longs et aux impacts systémiques potentiels, des méthodes comme l’analyse en options réelles, la planification par scénarios et les évaluations de valeur stratégique sont souvent plus adaptées. Cette perspective reflète la manière dont d’autres grands projets d’interconnexion ont été évalués et correspond à la nature fondamentalement stratégique de NATO-L.
Le projet NATO-L en est clairement encore à ses débuts, concentré sur la construction d’un consensus, l’attraction de membres fondateurs et l’engagement avec les parties prenantes dans les secteurs politique, réglementaire, technique, industriel et financier. Étant donné l’ampleur du projet et son importance stratégique, il est possible que de grandes entreprises européennes de services publics ou des opérateurs de transport d’électricité s’y joignent au fur et à mesure de son avancement.
Pose de câbles moderne : du Great Eastern à la Monna Lisa
La résilience des câbles électriques sous-marins est souvent sous-estimée. Bien que les pannes puissent être perturbatrices, la réparation d’un câble à courant continu haute tension (HVDC) est généralement plus rapide et moins dangereuse que celle d’un gazoduc sous-marin. Il n’y a ni confinement de gaz sous pression ni risque d’explosion — seulement un travail électrique exigeant, mais bien compris. Cela fait des interconnexions HVDC un investissement à long terme plus sûr et plus résilient.
Une comparaison historique est instructive. La première tentative du Great Eastern de poser un câble télégraphique transatlantique en 1865 se solda par un échec lorsque le câble se rompit au milieu de l’océan. Le navire retourna sur place en 1866 après avoir réussi à poser le premier câble transatlantique lors de sa seconde tentative. L’équipage localisa et récupéra le câble perdu, le reconnecta, et compléta avec succès la deuxième liaison à travers l’Atlantique — un exploit extraordinaire de persévérance et de compétence technique, il y a plus de 150 ans. Lorsque j’ai lu ce récit enfant, cette réparation m’avait profondément impressionné.
Au XIXe siècle, le Great Eastern était le seul navire capable de transporter et de poser un câble transatlantique. Aujourd’hui, cet héritage pionnier se poursuit avec une nouvelle génération de navires câbliers. Un exemple marquant est la Monna Lisa, le tout dernier navire poseur de câbles du groupe Prysmian.
Avec un déplacement en charge d’environ 35?000 tonnes, la Monna Lisa mesure 185 mètres de long et 34 mètres de large. Elle est équipée de deux carrousels de câbles de grande capacité (7?000 et 10?000 tonnes), de systèmes avancés de positionnement dynamique DP3 et d’une forte capacité de traction pour les opérations en haute mer. Ce sont des navires comme la Monna Lisa qui rendent un projet transatlantique comme NATO-L techniquement et opérationnellement réalisable.
Le défi des marchés : concilier des structures réglementaires différentes
Un enjeu central est que l’Europe et l’Amérique du Nord fonctionnent selon des structures de marché très différentes :
L’Europe dispose de marchés de gros et de capacité libéralisés et concurrentiels.
L’est du Canada et certaines régions du nord-est des États-Unis opèrent dans des cadres monopolistiques ou des systèmes hybrides réglementés.
Pour que NATO-L fonctionne efficacement, il faudra créer des mécanismes permettant d’échanger de l’électricité entre ces systèmes. Les options possibles incluent :
La création d’une entité marchande d’exportation opérant selon les règles européennes.
Des contrats d’achat d’électricité (PPA) bilatéraux à long terme avec des opérateurs de système européens.
De nouveaux cadres intergouvernementaux s’appuyant sur l’Accord économique et commercial global (AECG/CETA).
Les défenseurs de cette initiative devront déterminer une structure financière qui permet à toutes les parties concernées, y compris les acheteurs et les vendeurs, de réaliser des profits en fonction de leurs niveaux respectifs de tolérance au risque.
Au-delà de l’économie : dimensions stratégiques et géopolitiques
Le projet NATO-L revêt également une importance stratégique à un moment où les alliances transatlantiques sont mises à rude épreuve. Alors que les États-Unis adoptent des politiques de plus en plus protectionnistes et entretiennent une rhétorique annexionniste, le Canada a tout intérêt à diversifier ses partenariats énergétiques et à renforcer ses liens avec l’Europe.
Un corridor énergétique transatlantique permettrait de :
Positionner le Canada comme un fournisseur fiable d’électricité propre et stable ;
Renforcer la transition de l’Europe hors des combustibles fossiles et sa réduction de dépendance envers des régimes autocratiques ;
Accroître la résilience collective de l’OTAN grâce à des infrastructures non militaires ;
Réduire les risques climatiques en connectant des régions aux régimes météorologiques complémentaires et aux profils de production renouvelable diversifiés.
Cette dimension stratégique pourrait également permettre d’obtenir un soutien institutionnel ou financier de l’Union européenne. Le projet NATO-L semble en effet aligné avec les objectifs de REPowerEU, le plan phare de l’UE visant à réduire les importations de combustibles fossiles, accélérer le déploiement des énergies renouvelables et renforcer les infrastructures transfrontalières. En facilitant l’intégration transatlantique et l’utilisation flexible de l’hydroélectricité pilotable, NATO-L contribue directement à ces objectifs. Dans le cadre de REPowerEU, les projets qui favorisent la décarbonation, la diversification énergétique et la résilience des réseaux peuvent bénéficier d’un appui de l’UE, que ce soit sous forme de coordination ou de financement.
Selon mes estimations, ce projet pourrait permettre de remplacer environ 1 milliard d’euros d’importations annuelles de gaz naturel et de réduire les émissions de quelque 20 millions de tonnes de CO? par an — principalement en assurant un appoint flexible d’électricité propre pendant les pointes de demande en Europe et en réduisant le contingentement des énergies renouvelables.
Conclusion : une seconde révolution transatlantique
NATO-L a le potentiel de jouer un rôle similaire à l’ère de l’énergie propre.
En misant sur les fuseaux horaires, l’hydroélectricité pilotable et les technologies HVDC de pointe, le projet pourrait permettre une profonde décarbonation, renforcer la stabilité transatlantique et générer des retombées économiques tangibles. Mais cela ne sera possible que si les structures de marché évoluent pour saisir cette opportunité.
Tout comme le télégraphe a permis à la finance, à la diplomatie et à l’industrie mondiales de prospérer, NATO-L peut devenir l’épine dorsale d’une économie carboneutre plus intégrée et plus résiliente.
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.
La stratégie énergétique de Donald Trump redéfinit le paysage économique et géopolitique de l’Amérique du Nord. Par le biais de tarifs, d’examens commerciaux et d’ambitions arctiques, son administration cherche à assurer la domination énergétique des États-Unis tout en exerçant des pressions sur le Canada. Avec des élections à l’horizon, le Canada doit prendre des décisions difficiles en matière de commerce, d’infrastructure et de diplomatie face au levier américain.
Les récents décrets de Donald Trump marquent un changement significatif dans la politique énergétique américaine. Son administration met en place des droits de douane, des négociations commerciales et des stratégies géopolitiques, en particulier vis-à-vis du Canada. Avec une fenêtre de 18 mois avant les élections de mi-mandat, Trump exploite la pression économique pour redéfinir les relations énergétiques nord-américaines et l’accès à l’Arctique.
Déclaration d’une urgence énergétique et changement de politique
La déclaration d’urgence énergétique de Trump met en avant les inquiétudes de son administration quant à l’insuffisance des infrastructures énergétiques américaines. Le décret inclut une définition large de l’énergie :
Pétrole brut, gaz naturel et produits pétroliers raffinés
Charbon, uranium, biocarburants et énergie géothermique
Hydroélectricité et minéraux rares
Son initiative «?Unleashing American Energy?» renforce l’ambition des États-Unis d’être un leader mondial de la production énergétique et du traitement des minéraux critiques, réduisant ainsi la dépendance vis-à-vis des ressources étrangères.
Pourquoi le Canada est un enjeu clé
Le Canada joue un rôle stratégique dans la politique énergétique américaine pour plusieurs raisons :
170 milliards de barils de réserves prouvées de pétrole, soit plus du double des États-Unis.
Une production hydroélectrique massive, notamment au Québec.
D’importantes réserves d’uranium, de lithium et de minéraux rares.
Un accès stratégique à l’Arctique, offrant un levier géopolitique contre la Russie et la Chine.
Avec la production pétrolière de schiste américaine prévue pour atteindre un pic en 2028, sécuriser les ressources canadiennes devient un enjeu crucial.
Tarifs et pression économique
Le 1er février, Trump a imposé une taxe de 25 % sur les produits canadiens, mais seulement 10 % sur l’énergie. Bien que présentée comme une mesure contre l’immigration illégale et le trafic de fentanyl, cette politique à deux taux sert également d’autres objectifs :
Éviter une hausse immédiate des prix de l’énergie aux États-Unis.
Mettre la pression sur le Canada pour des concessions commerciales sur les produits manufacturiers.
Diviser l’Alberta du reste du Canada, car son secteur pétrolier pourrait privilégier un rapprochement avec les États-Unis.
De plus, l’examen commercial prévu pour le 1er avril pourrait intensifier les pressions économiques, notamment avec les élections canadiennes en approche.
Stratégie arctique et intérêts militaires
Au-delà du pétrole et des minéraux, Trump cherche à sécuriser la domination américaine dans l’Arctique. Le Canada y possède des ressources inexploitées et des routes maritimes émergentes en raison du changement climatique.
Trump a exprimé son intérêt pour l’acquisition du Groenland, où se trouve la base aérienne de Thulé. Combiné à l’Alaska et aux territoires nordiques canadiens, cela renforcerait la position des États-Unis dans la région. L’établissement d’une base militaire américaine dans l’Arctique canadien pourrait également accroître l’influence géopolitique des États-Unis.
Le Canada, 51e État?? une tactique de négociation extrême
Le 2 février, Trump a suggéré sur Truth Social que le Canada devienne le 51e État. Bien que cette déclaration soit irréaliste, elle s’inscrit dans sa tactique de négociation par des positions extrêmes.
Plutôt qu’une annexion, son objectif réel semble être un accord commercial et militaire garantissant aux États-Unis le contrôle des ressources canadiennes et de l’Arctique.
Réponse et stratégies du Canada
Malgré la pression américaine, le Canada dispose de plusieurs options :
Répondre par des droits de douane et des mesures non tarifaires pour affecter l’emploi, l’inflation et les marchés boursiers aux États-Unis.
Développer des partenariats commerciaux avec l’Europe et l’Asie pour réduire la dépendance aux États-Unis.
Créer un corridor énergétique est-ouest afin de renforcer la distribution intérieure d’énergie.
Unir l’ensemble des partis politiques contre les taxes américaines, alors qu’aucun parti canadien ne soutient de concessions à Trump à ce stade.
Cependant, les pressions économiques et commerciales pourraient mettre cette unité politique à l’épreuve.
Vulnérabilités des infrastructures énergétiques
L’infrastructure énergétique canadienne étant fortement liée aux États-Unis, elle est vulnérable aux politiques américaines :
Les pipelines Keystone XL et Enbridge Line 5 restent soumis aux décisions réglementaires américaines.
L’Est du Canada dépend des importations énergétiques américaines, le rendant vulnérable aux perturbations d’approvisionnement.
D’éventuelles nouvelles restrictions commerciales pourraient pousser le Canada à accélérer ses projets d’exportation d’énergie vers d’autres marchés.
Trump et Musk : une approche commune du contournement des règles
Trump et Elon Musk partagent une approche disruptive et une tendance à contourner les cadres réglementaires. Dans The Art of the Deal, Trump prône la prise de positions extrêmes avant d’ajuster progressivement, une stratégie similaire à la pensée en première-principes de Musk appliquée chez Tesla et SpaceX.
Que ce soit en réduisant les réglementations environnementales, en défiant les normes commerciales ou en bouleversant les marchés mondiaux, tous deux privilégient la disruption à la conformité, une approche désormais visible dans les relations entre les États-Unis et le Canada.
Conclusion : un pari énergétique à haut risque
La stratégie énergétique de Trump est un mouvement géopolitique calculé visant à dominer le marché énergétique nord-américain et à asseoir une influence durable dans l’Arctique. Son succès ou son échec dépendra des réalités économiques et politiques, mais une chose est certaine :
La bataille pour l’énergie et la domination de l’Arctique est lancée.
President Trump’s energy strategy is reshaping North America’s economic and geopolitical landscape. Through tariffs, trade reviews, and Arctic ambitions, his administration seeks to secure U.S. energy dominance while pressuring Canada. With elections looming, Canada faces tough decisions on trade, infrastructure, and diplomacy in response to U.S. leverage.
President Donald Trump’s recent executive actions mark a significant shift in U.S. energy policy. Focused on securing energy dominance, his administration has turned to tariffs, trade negotiations, and strategic geopolitical moves, particularly in relation to Canada. With an 18-month window before the midterms, Trump is leveraging economic pressure to reshape North American energy relations and Arctic access.
Energy Emergency and Policy Shift
Trump’s declaration of an energy emergency underscores his administration’s concerns over the adequacy of U.S. energy infrastructure. The order defines energy broadly, including crude oil, natural gas, coal, uranium, biofuels, and rare earth minerals.
His “Unleashing American Energy” initiative cements U.S. ambitions to become a global leader in energy production and mineral processing, reducing reliance on foreign sources. Chris Wright, Secretary of Energy, has championed this policy, arguing that energy abundance is key to economic growth and global influence.
Why Canada Matters
Canada plays a crucial role in U.S. energy strategy for several reasons:
170 billion barrels of proven oil reserves, more than double that of the U.S.
Extensive hydroelectric power generation, particularly in Québec
Abundant uranium, lithium, and rare earth minerals
Strategic Arctic access, offering geopolitical leverage over Russia and China
With U.S. shale oil production expected to peak by 2028, securing Canadian resources has become even more critical.
Tariffs and Economic Leverage
On February 1st, Trump imposed a 25% tariff on Canadian goods but only 10% on energy, officially framed as a measure against illegal border crossings and fentanyl trafficking. However, varying tariff rates also serve broader strategic purposes:
Preventing immediate energy price hikes in the U.S. with a lower tariff rate on energy.
Pressuring Canada into trade concessions for manufactured products.
Driving a wedge between Alberta and the rest of Canada, as Alberta’s oil sector may push for closer U.S. ties
Trump acknowledged these motivations on February 2nd, stating:
“Canada has been very tough for oil and energy.”
Additionally, Trump’s April 1 trade review could further escalate economic pressure, particularly as Canada approaches elections.
Arctic Strategy and Military Interests
Beyond oil and minerals, Trump aims to secure U.S. dominance in the Arctic. Canada’s Arctic territories hold untapped energy reserves and emerging shipping lanes due to climate change.
Trump has expressed interest in acquiring Greenland, home to the U.S. Thule Air Base, as part of a broader strategy. Control over Alaska, Greenland, and Canada’s northern regions would provide the U.S. with a dominant geopolitical position in the Arctic. Establishing a military base in Canada’s High Arctic could further enhance U.S. influence over Arctic trade and security.
Trump’s 51st State Negotiation Tactic
On February 2nd, Trump suggested on Truth Social that Canada should become the 51st state. While unrealistic, this aligns with Trump’s extreme positioning strategy—an approach where he begins with radical demands before negotiating to achieve his actual objectives.
Rather than annexation, his real aim appears to be a trade and military arrangement that secures U.S. control over Canadian resources and Arctic access.
Canada’s Response and Counterstrategies
Despite U.S. pressure, Canada has options:
Respond with tariffs and non-tariff measures to affect US jobs, inflation and stock markets.
Expanding trade ties with Europe and Asia to reduce reliance on the U.S.
Developing an east-west energy corridor to strengthen domestic energy distribution.
Ensuring bipartisan opposition to U.S. tariffs, as all major Canadian parties currently reject concessions to Trump.
However, economic and trade pressures may test this political unity in the coming months.
Infrastructure and Energy Vulnerabilities
Canada’s energy infrastructure is deeply tied to the U.S., making it vulnerable to American policy shifts:
Pipelines like Keystone XL and Enbridge Line 5 remain subject to U.S. regulatory interference
Eastern Canada depends on U.S. energy imports, risking supply disruptions
Potential new tariffs or restrictions could force Canada to develop alternative export routes
Trump & Musk: A Shared Approach to Rule-Bending
Both Donald Trump and Elon Musk have a history of pushing regulatory boundaries to achieve their objectives. In The Art of the Deal, Trump advocates for taking extreme positions and conceding only when necessary. Similarly, Musk follows a “first-principles thinking” approach, often bypassing traditional regulations at Tesla and SpaceX.
Whether rolling back environmental laws, challenging trade norms, or disrupting global markets, both leaders prioritize disruption over compliance, a strategy now shaping U.S.-Canada relations.
Conclusion: A High-Stakes Energy Gamble
Trump’s energy strategy is a calculated geopolitical maneuver to dominate North American energy markets and secure Arctic influence. Whether it succeeds or falters under economic and political realities remains to be seen, but one thing is certain:
The battle for energy and Arctic dominance has begun.
Comment un comportement vert peut en influencer un autre
Les recherches montrent que s’engager dans une initiative verte, comme le recyclage ou l’achat d’un véhicule électrique (VE), peut entraîner des effets positifs ou négatifs :
Effet positif : Adopter une action écologique peut renforcer une identité environnementale, incitant les individus à adopter d’autres pratiques durables. Par exemple, quelqu’un qui a l’habitude de recycler pourrait être motivé à commencer à composter ou à réduire le gaspillage alimentaire.
Effet négatif : À l’inverse, adopter une action écologique peut entraîner une forme de «?relâchement moral?», où l’on se sent dispensé de poursuivre d’autres efforts. Une personne qui achète un VE pourrait, par exemple, justifier des actions moins durables, comme multiplier les vols longue distance.
Ce que cela signifie pour les gouvernements, les services publics et les entreprises
Pour promouvoir la durabilité, il est essentiel de comprendre la dynamique des effets d’entraînement. Bien que la volonté individuelle et les petites actions soient importantes, elles ne suffisent pas à elles seules pour provoquer les changements à grande échelle nécessaires pour relever les défis environnementaux. Des mesures réglementaires doivent jouer un rôle central pour limiter les actions non durables et instaurer une responsabilité systémique.
Stratégies clés pour un changement systémique :
Établir des normes réglementaires complètes. Mettre en place des politiques strictes qui imposent des pratiques durables dans tous les secteurs, comme des normes d’efficacité énergétique, des protocoles de gestion des déchets et des exigences en matière de recyclage. Ces règlements garantissent que les actions individuelles contribuent de manière significative aux objectifs globaux.
Intégrer des mécanismes de responsabilisation. Développer des cadres pour faire respecter les politiques environnementales, en tenant les individus et les industries responsables de leur impact. Par exemple, instaurer des sanctions pour non-respect du compostage ou interdire les plastiques à usage unique.
Faciliter l’accessibilité systémique. Mettre en œuvre des mesures qui rendent les choix durables obligatoires, comme le compostage en bordure de rue et la responsabilité des producteurs en matière de déchets. Les subventions et les incitations devraient être liées à des résultats environnementaux mesurables.
Exploiter les normes sociales et la fierté collective. S’appuyer sur la fierté communautaire et l’identité collective en fixant des objectifs ambitieux et applicables pour la réduction des déchets et la conservation de l’énergie. Mettre en avant le leadership local tout en assurant l’adhésion par un soutien structurel.
En mettant l’accent sur le changement systémique par le biais de la réglementation, les gouvernements, les services publics et les entreprises peuvent surmonter les limites des actions à petite échelle et des efforts individuels, réalisant ainsi des progrès significatifs vers la durabilité.
La position unique du Québec : opportunités et défis
Le réseau électrique vert d’Hydro-Québec, principalement alimenté par l’hydroélectricité, place la province parmi les leaders mondiaux de l’énergie propre. Cependant, ce succès s’accompagne de défis comportementaux, notamment des effets d’entraînement négatifs dans des domaines comme le recyclage et le compostage.
Voici des leçons adaptées au Québec :
Encadrer l’hydroélectricité comme un point de départ, et non une finalité : Les campagnes devraient souligner que l’électricité propre n’est que le début de la durabilité. Par exemple, un message comme «?L’hydroélectricité combat les changements climatiques. Agissons maintenant sur les déchets et la biodiversité?» peut inspirer des actions complémentaires.
Prévenir la surconsommation et le gaspillage par la réglementation. L’abondance d’énergie propre peut entraîner des comportements de gaspillage. Les politiques qui imposent l’efficacité énergétique (par exemple, la rénovation des bâtiments) et limitent la consommation inutile peuvent contrer cette tendance.
Promouvoir des actions complémentaires grâce à des mandats. Mettre en place des programmes obligatoires de compostage, de recyclage avancé et de réduction des plastiques pour garantir que tous les résidents contribuent aux objectifs de durabilité.
Exploiter la fierté locale avec un soutien politique : Les Québécois sont fiers de leur leadership environnemental. Les règlements qui renforcent ce leadership, comme des cibles strictes de réduction des déchets, peuvent transformer cette fierté en action.
Pour aller plus loin
Positive and Negative Spillovers in Pro-Environmental Behaviours
Nature Sustainability: Méta-analyse des effets d’entraînement.Lire ici
Moral Licensing and the Risks of Monetary Incentives
Frontiers in Psychology : Étude sur l’impact des motivations financières sur l’identité écologique.Lire ici
Behavioural Consistency in Green Lifestyle and Investment
Analyse des liens entre habitudes écologiques et décisions financières.Lire ici
Research has shown that engaging in one green initiative, such as recycling or switching to an electric vehicle (EV), can lead to positive spillovers or negative spillovers:
Positive Spillover: Taking a green action can reinforce an environmental self-identity, motivating individuals to adopt additional sustainable practices. For example, someone who regularly recycles might be inspired to compost or reduce food waste.
Negative Spillover: Conversely, engaging in one green action can lead to moral licensing, where individuals feel they’ve “done their part” and reduce efforts in other areas. A person who buys an EV, for instance, might justify less sustainable actions like taking frequent long-haul flights.
What This Means for Governments, Utilities, and Companies
For organizations promoting sustainability, understanding spillover dynamics is crucial. While individual willingness and small-scale actions are important, they alone are insufficient to drive the large-scale changes needed to tackle environmental challenges. Regulatory measures must play a central role in constraining unsustainable actions and creating systemic accountability.
Key Strategies for Systemic Change:
Set Comprehensive Regulatory Standards: Establish strict policies that mandate sustainable practices across sectors, such as energy efficiency standards, waste management protocols, and recycling requirements. These regulations ensure individual actions contribute meaningfully to broader goals.
Integrate Accountability Mechanisms: Develop frameworks to enforce compliance with environmental policies, holding individuals and industries responsible for their impact. Examples include penalties for non-compliance with composting or bans on single-use plastics.
Support Systemic Accessibility: Implement measures that make sustainable choices the default, such as mandatory curbside composting and producer responsibility for waste. Subsidies and incentives should be tied to measurable environmental outcomes.
Leverage Social Norms and Pride: Build on community pride and collective identity by setting ambitious and enforceable targets for waste diversion and energy conservation. Showcase local leadership while ensuring adherence through structural support.
By emphasizing systemic change through regulation, governments, utilities, and companies can overcome the limitations of small-scale actions and individual efforts, driving significant progress toward sustainability.
Québec’s Unique Position: Opportunities and Challenges
Hydro-Québec’s green electricity grid, powered predominantly by hydroelectricity, places it among the global leaders in clean energy. However, this success comes with its own behavioural challenges, including potential negative spillovers in areas like recycling and composting.
Here are tailored lessons for Québec:
Frame Hydro as a Starting Point, Not the Endpoint: Campaigns should emphasize that clean electricity is just the beginning of sustainability. For example, messages like “Hydropower helps fight climate change—now let’s tackle waste and protect biodiversity” can inspire complementary actions.
Prevent Overconsumption and Waste Through Regulation: Clean energy abundance can lead to wasteful behaviours. Policies that enforce energy efficiency (e.g. building retrofits) and limit unnecessary consumption can counteract this tendency.
Promote Complementary Actions Through Mandates: Enforce mandatory composting, advanced recycling, and plastic reduction programs to ensure that all residents contribute to broader sustainability goals.
Leverage Local Pride with Policy Support: Québecers take pride in their environmental leadership. Regulations that reinforce this leadership, such as stringent waste diversion targets, can turn pride into action.
For Further Reading
Positive and Negative Spillovers in Pro-Environmental Behaviours
Nature Sustainability: Meta-analysis of spillover effects in pro-environmental behaviours. Read here
Moral Licensing and the Risks of Monetary Incentives
Frontiers in Psychology: How financial framing of green actions can weaken environmental identity. Read here
Behavioural Consistency in Green Lifestyle and Investment
Examines how sustainable habits align with financial behaviours. Read here
The report provides comprehensive guidelines for integrated resource planning (IRP) in the electricity sector. It serves as an excellent starting point for modernizing these processes, offering 50 best practices with concrete and applicable recommendations.
The report highlights the engagement of a diverse group of stakeholders, including regulators and consumer advocates, fostering transparency and inclusion. Additionally, its focus on scenario planning and adaptability is well-aligned with the evolving energy sector, characterized by the growth of renewables, electrification, and grid modernization.
Limitations and Concerns
The emphasis on scenario modeling and planning is considered excessive. While these tools are essential, the report does not address the risks of overcomplicating models or the challenges of translating results into concrete decisions. It also lacks guidance on the level of effort required or the timelines for preparing an IRP—an important omission as these processes become increasingly complex.
The report remains focused on electricity planning and does not adopt a broader integrated energy system planning (IESP) approach. However, electricity sector expansion must align with the transition away from fossil fuels. For example, implementing a district heating network involves coordinating the partial decommissioning of the gas grid, expanding the electrical system to power heat pumps, and establishing the heating network itself. The absence of this integrated approach complicates overall energy strategies.
Context and Key Insights
A map included in the report shows U.S. states adopting IRPs or similar processes. Notably, Texas, despite its rapid growth in renewable energy, does not require IRPs. The absence of an IRP may have played a role in the recent power outages. However, it is interesting to note that an IRP was not necessary to accelerate the deployment of renewables. This is a point worth considering.
Conclusion
Despite its strengths, the report would benefit from incorporating a broader energy perspective and clear guidance for practical implementation. A better consideration of interactions between energy sectors would enhance its utility in addressing the complex challenges of the energy industry.
Le rapport fournit des lignes directrices exhaustives pour la planification intégrée des ressources (PIR) dans le secteur de l’électricité. Il constitue un excellent point de départ pour moderniser ces processus, avec ses 50 pratiques exemplaires offrant des recommandations concrètes et applicables.
Le rapport met en avant la mobilisation d’un groupe diversifié d’intervenants, incluant régulateurs et défenseurs des droits des consommateurs, favorisant la transparence et l’inclusion. De plus, son accent sur la planification des scénarios et l’adaptabilité répond bien aux besoins d’un secteur énergétique en pleine évolution, marquée par l’expansion des énergies renouvelables, l’électrification et la modernisation des réseaux.
Limites et préoccupations
L’accent mis sur la modélisation et la planification des scénarios est jugé excessif. Bien que ces outils soient cruciaux, le rapport ne traite pas des risques liés à la complexification des modèles ni des difficultés à traduire les résultats en décisions concrètes. Il manque également de directives sur le niveau d’effort requis ou les échéanciers pour préparer un PIR, une lacune notable alors que ces processus deviennent de plus en plus complexes.
Le rapport reste axé sur la planification électrique et non sur une planification intégrée des ressources énergétiques (PGIRE). Or, l’expansion de l’électricité doit être alignée avec la transition des combustibles fossiles. Par exemple, la mise en œuvre d’un réseau de chauffage urbain nécessite une coordination entre le démantèlement partiel du réseau gazier, l’expansion du système électrique pour alimenter les pompes à chaleur, et l’établissement de ce réseau de chauffage. Ce manque d’intégration complique les stratégies globales.
Éléments contextuels et enseignements
Une carte incluse dans le rapport montre les États américains qui adoptent des PIR ou des processus similaires. Notamment, le Texas, malgré sa croissance rapide dans les énergies renouvelables, n’exige pas de PIR. L’absence d’un PIR a peut-être joué un rôle dans les récentes pannes de courant. Cependant, il est intéressant de noter qu’un PIR n’était pas nécessaire pour accélérer le déploiement des énergies renouvelables. C’est quelque chose à méditer.
Conclusion
Malgré ses qualités, le rapport gagnerait à intégrer une perspective énergétique plus large et des orientations claires pour l’application pratique. Une meilleure prise en compte des interactions entre secteurs énergétiques renforcerait son utilité face aux défis complexes du secteur de l’énergie.
La transition énergétique aux États-Unis est sur le point de connaître un changement majeur, avec Chris Wright , PDG de Liberty Energy et futur Secrétaire à l’énergie, et Elon Musk, PDG de Tesla et futur chef du Département de l’efficacité gouvernementale (DOGE). Leurs approches contrastées — le soutien assumé de Wright aux hydrocarbures et l’élan agressif de Musk pour les énergies renouvelables — mettent en lumière la complexité d’équilibrer le soutien politique, la sécurité énergétique, les objectifs climatiques et la croissance économique.
Chris Wright plaide pour une énergie abondante, abordable et fiable grâce au pétrole, au gaz et au nucléaire, en mettant l’accent sur des solutions comme la capture du carbone pour réduire les émissions. Il soutient l’expansion de la production nationale, la simplification des réglementations et l’utilisation de l’énergie américaine comme un outil géopolitique.
Elon Musk envisage une transition rapide vers les énergies renouvelables, l’électrification et le stockage à grande échelle, voyant la décarbonation comme une opportunité économique. Musk défend des politiques qui accélèrent l’innovation, augmentent la production de véhicules électriques et de batteries, et positionnent les États-Unis comme un leader dans les technologies propres, l’IA et l’exploration spatiale.
Implications pour la politique américaine
Tous deux seront probablement membres du nouveau Conseil national de l’énergie, dirigé par le futur secrétaire à l’intérieur Doug Burgum et visant à établir la « domination énergétique » américaine. Leur influence combinée pourrait aboutir à une approche “tout-à-la-fois” :
Changement climatique : Des politiques équilibrant l’accent de Wright sur la sécurité énergétique et le gradualisme avec l’urgence de Musk pour les VE et les énergies renouvelables.
Production d’énergie : Expansion de la production de pétrole et de gaz naturel (et peut-être du nucléaire), en parallèle à des investissements dans les énergies renouvelables et le stockage.
Réglementations : Une déréglementation générale, favorisée par Wright et Musk, simplifiant le développement énergétique tout en réduisant potentiellement les incitations à l’adoption des énergies propres.
Compétitivité : Exploitation des ressources énergétiques et du leadership technologique des États-Unis, notamment dans les centres de données IA.
Industrie manufacturière : Renégociation des accords commerciaux (par exemple, l’ACEUM), imposition de tarifs pour protéger les industries nationales et réduction des charges réglementaires sur les fabricants.
Relations Internationales : Combinaison de l’indépendance énergétique avec un leadership mondial dans le secteur de l’énergie.
Points de conflit entre Wright et Musk
Combustibles Fossiles : Le soutien solide de Wright aux hydrocarbures comme élément essentiel de la sécurité énergétique contraste fortement avec la mission de Musk de les éliminer au profit des énergies renouvelables.
Rythme de transition : L’urgence de Musk pour accélérer la transition vers les énergies renouvelables pourrait entrer en conflit avec l’approche plus progressive de Wright, priorisant la fiabilité et la préparation des infrastructures.
Impact sur le commerce du Canada
Pétrole et gaz : L’accent mis par Wright sur la production nationale pourrait réduire la dépendance des États-Unis au pétrole canadien, bien que la dépendance des raffineries américaines au traitement du brut canadien lourd limite ce changement à court terme.
Électricité : L’augmentation de l’utilisation du gaz naturel et des batteries à grande échelle aux États-Unis pourrait concurrencer l’hydroélectricité canadienne (y compris Hydro Québec), mais la croissance de l’adoption des VE, des centres de données et du secteur manufacturier pourrait stimuler la demande d’électricité encore plus rapidement.
Industrie manufacturière : La faible productivité et innovation du secteur manufacturier canadien risque de le marginaliser dans les secteurs émergents des technologies propres comme les énergies renouvelables, l’équipement électrique, les VE et les batteries.
Considérations stratégiques pour le Canada
Pour rester compétitif, le Canada doit :
Diversifier les exportations de pétrole et de gaz pour réduire la dépendance aux États-Unis.
S’engager dans la planification interrégionale des réseaux électriques, avec les États américains, en verrouillant ainsi la production canadienne.
Combler les lacunes en matière de productivité et d’innovation dans le secteur manufacturier.
Conclusion
Le leadership de Wright et Musk redéfinira la politique énergétique des États-Unis, visant à établir une « domination énergétique » américaine. Pour le Canada, cela implique d’ajuster ses stratégies pour rester compétitif tout en s’alignant sur les priorités évolutives des États-Unis.
The U.S. energy transition is poised for a major shift, led by Chris Wright , CEO of Liberty Energy and future Secretary of Energy, and Elon Musk, CEO of Tesla and incoming head of the Department of Government Efficiency (DOGE). Their contrasting approaches—Wright’s assumed support for hydrocarbons and Musk’s aggressive push for renewables—highlight the complexity of balancing political support, energy security, climate goals, and economic growth.
Chris Wright advocates for abundant, affordable, reliable energy through oil, gas, and nuclear power, focusing on solutions like carbon capture to reduce emissions. He supports expanded domestic production, streamlined regulations, and using U.S. energy as a geopolitical tool.
Elon Musk envisions a rapid shift to renewables, electrification, and grid-scale storage, seeing decarbonization as an economic opportunity. Musk champions policies that accelerate innovation, scale EV and battery production, and positions the U.S. as a leader in clean technologies, AI, and space exploration.
Implications for U.S. Policy
Both are likely to become members of the new National Energy Council, headed by upcoming interior secretary Doug Burgum and which aims to establish American “energy dominance”. Their combined influence will likely result in an “all-of-the-above” approach:
Climate Change: Policies balancing Wright’s emphasis on energy security and gradualism with Musk’s urgency for EVs and renewables.
Energy Production: Expanded oil and natural gas production (and maybe nuclear power) alongside investments in renewables and storage.
Regulations: Broad deregulation favoured by both Wright and Musk streamlining energy development, but potentially cutting incentives for clean energy adoption.
Competitiveness: Leveraging the U.S.’s energy resources and tech leadership, especially in AI data centres.
Manufacturing: Renegotiating trade agreements (e.g. USMCA), imposing tariffs to protect domestic industries, and reducing regulatory burdens on manufacturers.
Foreign Relations: Blending energy independence with global energy leadership.
Areas of Conflict between Wright and Musk
Fossil Fuels: Wright’s strong support for hydrocarbons as essential to energy security stands in sharp contrast to Musk’s mission to phase them out in favour of renewables.
Pace of Transition: Musk’s urgency to accelerate the renewable transition could conflict with Wright’s call for a more gradual approach, prioritizing reliability and infrastructure readiness.
Impact on Canada’s Trade
Oil and Gas: Wright’s focus on domestic oil production could reduce U.S. reliance on Canadian oil, though U.S. refineries’ reliance on processing heavy Canadian crude limits this shift in the short term.
Electricity: Increased U.S. natural gas power and grid scale batteries could compete with Canadian hydropower (especially Hydro Québec), but growth in EV adoption, data centres and manufacturing could push electricity demand even faster.
Manufacturing: Due to its lack of productivity and innovation, Canada risks being left behind in the rapidly growing clean technology sectors, such as renewable energy, electric machinery, electric vehicles, and battery production.
Strategic Considerations for Canada
To remain competitive, Canada must:
Diversify oil and gas exports to reduce dependence on the U.S.
Engage in interregional grid planning, with US states locking in Canadian generation.
Address productivity and innovation gaps in manufacturing.
Conclusion
Wright and Musk’s leadership will redefine U.S. energy policy, striving to establish American “energy dominance”. For Canada, this means adjusting strategies to remain competitive while aligning with evolving U.S. priorities.
What are your thoughts—how can Canada thrive in this evolving energy landscape??
Dotée d’une hydroélectricité abondante, la chaîne de valeur de l’électricité du Québec s’est développée à sa façon. À titre de comparaison, la figure ci-dessous illustre les rôles communs des différents acteurs qui fournissent de l’électricité dans le monde.
En Europe, au Royaume-Uni, dans la plupart des États-Unis et en Ontario et en Alberta, des acteurs discrets remplissent chacune des cases du diagramme. Plus particulièrement, les producteurs vendent de l’électricité sur les marchés de l’énergie, achetée par des détaillants indépendants pour la revendre aux clients finaux. Les détaillants ne vendent que de l’énergie et ils ne sont pas propriétaires du réseau reliant les producteurs aux clients. Les détaillants peuvent être des entreprises privées concurrentielles ou des organismes publics sans but lucratif, selon les régions. Le flux d’électricité des producteurs aux clients est contrôlé par un opérateur de système indépendant. Les réseaux de transport et de distribution, qui sont des goulots, sont réglementés sur le prix, souvent avec des incitations à la fiabilité et aux coûts. Mais, dans l’ensemble, c’est la même chose que vous (le client) ayant un accès Internet filaire d’une société de téléphone ou de câblodistribution (c.-à-d. le réseau) pour ensuite acheter des services multimédias vendus par Netflix ou Apple (c.-à-d. les producteurs).
Au Québec, Hydro Québec est le producteur, le transporteur et le distributeur dominants. Elle a son propre opérateur de système interne et utilise des appels d’offres et des contrats gré à gré, et non un marché, pour acheter auprès de certains producteurs d’électricité indépendants. La vente au détail d’électricité est fournie avec la distribution d’électricité et il n’y a pas d’agrégateurs pour la gestion des pointes. Il y a très peu de stockage sur le réseau (autre que les vastes réservoirs) et peu de ressources énergétiques distribuées (RÉD). L’organisme de réglementation provincial n’approuve plus les dépenses du service public et les prix de l’électricité, maintenant rattachés à l’indice des prix à la consommation, jusqu’à concurrence de 3 %.
Le dégroupement de la chaîne de valeur de l’électricité du Québec, en partie ou autant qu’en Europe, ne peut se faire sans évaluer les avantages et les inconvénients de cette approche. Cependant, nous devons certainement regarder comment d’autres ont fait face à la rareté d’électricité alors que nous nous prélassions dans l’abondance. Parce que, après tout, il y aura plus de rareté que d’abondance à l’avenir.
Endowed with abundant hydropower, Québec’s electricity value chain developed in its own way. For comparison, the figure below illustrates the common roles of the various players delivering electricity to the world.
In Europe, the UK, most of the US and in Ontario and Alberta, discrete actors fill each of the boxes in the diagram. Most notably, producers sell electricity on energy markets, bought by independent retailers for resale to end customers. Retailers only sell energy and they do not own the grid connecting producers to customers. Retailers can either be competitive private ventures or not-for-profit public agencies, depending on regions. The flow of electricity from producers to customers is controlled by an independent system operator. The transmission and distribution grids, which are bottleneck facilities, are regulated on price, often with reliability and cost incentives. But, overall, this is the same as you (the customer) having a wired Internet access from a phone or cable company (aka the grid) and then buying media services sold by Netflix or Apple (aka producers).
In Québec, Hydro Québec is the dominant producer, transmitter, and distributor. It has its own internal system operator and uses tenders and negotiated contracts, not a market, to buy from some independent power producers. Electricity retail is bundled with electricity distribution and there are no aggregators for peak management. There is very little grid storage (other than the vast reservoirs) and few Distributed Energy Resources (DER). The provincial regulator no longer approves spending by the utility and the electricity prices, now pegged to the consumer price index, up to 3%.
Unbundling Québec’s electricity value chain, partly or as much as it is in Europe, cannot be done without assessing the pros and cons of this approach. However, we certainly need to look how others have coped with electricity scarcity while we basked in abundance. Because, after all, there will be more scarcity than abundance in the future.
Avec Hydro-Québec, le Québec est doté de ressources naturelles incomparables, dont un potentiel hydroélectrique et un réseau d’électricité uniques. Son système électrique est également hautement intégré, de la production aux clients.
D’autres régions, confrontées à des choix énergétiques plus difficiles, ont adopté des structures industrielles différentes. Je veux ici explorer une tendance forte aux États-Unis et voir comment nous pourrions nous en inspirer : Community Choice Aggregation.
Les agrégateurs communautaires (Community Choice Aggregators ou CCA) sont des organismes publics sans but lucratif qui ont une certaine exclusivité de vente au détail de l’électricité dans une région. Les CCA permettent aux administrations locales (villes et comtés) de se procurer de l’énergie au nom de leurs résidents, de leurs entreprises et de leurs municipalités tout en recevant des services de transport et de distribution de leur compagnie d’électricité locale. En agrégeant la demande, les collectivités obtiennent un effet de levier pour négocier de meilleurs tarifs avec des fournisseurs concurrentiels et choisir des sources d’énergie plus vertes. Étant locales, les CCA peuvent également être mieux placées pour offrir des services et des programmes d’efficacité énergétique adaptés à leurs collectivités.
Il y a plus de 1200 CCA aux États-Unis desservant 10,6 millions de clients dans 8 états. En 2022, environ 100 térawattheures (TWh) d’électricité ont été achetés par les CCA. Les collectivités qui participent aux programmes de CCA négocient leur source de production d’énergie, utilisent le pouvoir d’achat en vrac pour réduire les coûts de l’énergie, stimulent le développement des ressources locales d’énergie renouvelable et des emplois locaux dans l’énergie propre, assurent la stabilité et la transparence des prix de l’énergie, tout en accélérant la transition vers l’énergie renouvelable avec chaque initiative. Les CCA travaillent en partenariat avec le service public existant de la région. Le CCA achète l’électricité, et le service public continue de la livrer, d’entretenir le réseau et de fournir une facturation consolidée.
Est-ce que cela pourrait être adapté au Québec?? Peut-être, pourquoi pas?? Je ne dis pas que c’est la solution, mais c’est peut-être un outil auquel il faut réfléchir.
Je suis cette tendance depuis quelques années maintenant, alors contactez-moi si vous voulez en discuter.
With Hydro-Québec, Québec is endowed with incomparable natural resources, including unique hydroelectricity potential and electricity system. Its electricity system is also highly integrated, from generation to customers.
Other regions, facing more difficult energy choices, adopted different industry structures. I want here to explore a strong trend in the US and see how we could be inspired by it: Community Choice Aggregation (CCA).
Community Choice Aggregators (CCA) are not-for-profit public agencies having some electricity retail exclusivity in an area. CCAs allow local governments (cities and counties) to procure energy on behalf of their residents, businesses, and municipalities while still receiving transmission and distribution service from their local utility provider. By aggregating demand, communities gain leverage to negotiate better rates with competitive suppliers and choose greener power sources. Being local, CCAs may also be better positioned to offer services and energy efficiency programs tailored to their communities.
There are over 1200 CCAs in the US serving 10.6 million customers across 8 states. In 2022, approximately 100 terawatt-hours (TWh) of electricity was procured by CCA communities. Communities that participate in CCA programs negotiate their source of energy generation, use bulk buying power to decrease energy costs, spur the development of local renewable energy resources and local clean energy jobs, ensure energy price stability and transparency, while accelerating the transition to renewable energy with every initiative. CCAs work in partnership with the region’s existing utility. The CCA buys the power, and the utility continues to deliver it, maintain the grid, and provide consolidated billing.
Could this be adapted to Québec? Perhaps, why not? I’m not saying that this is the solution, but it may be a tool to think about.
I have been following this trend for a few years now, so reach out to me if you want to discuss.
In the debate surrounding the upcoming Hydro-Québec bill, many opinions are circulating. Unfortunately, several concepts are mixed up, which confuses the discussion. Here are some definitions to enlighten readers.
Monopoly: The transmission and the distribution of electricity are natural monopolies. This means that there is “naturally” a single supplier that emerges in each location (or corridor for transmission). Imagine if several suppliers wanted to have poles along our streets! It doesn’t happen. However, there are already 11 electricity distributors with a monopoly in Québec: Hydro-Québec, 9 cities and a cooperative. Hydro-Québec is not the only distributor. For transmission, some companies have lines, such as Rio Tinto, and some lines have been built in partnership. Once again, Hydro-Québec is not alone.
Monopoly (bis): The production of electricity and the retail sale of electricity are not natural monopolies. In several regions, such as the European Union, several producers compete and sell electricity on an open market. Electricity retailers buy and sell this energy to consumers proposing various plans, much like we see in the telecommunications industry. Electricity is delivered from producers to consumers using the natural monopoly of transmission and distribution companies. This 4-stage structure (production-transmission-distribution-retail) is common, and Québec’s vertically integrated structure is more the exception than the rule.
Price regulation: Monopoly means price regulation. Transmission and distribution prices are always regulated to ensure a fair return on prudent investments; sometimes performance incentives (reliability, costs) are imposed, as in Great Britain or Alberta. Where production and retail are competitive, regulation can be light, mainly to ensure that prices and conditions of service are fair, and to ensure that competition works for the benefit of consumers. Also, it should be noted that prices must be regulated even for a state monopoly.
Nationalization (or privatization): The nationalization of electricity production and delivery in Québec, a legacy of the Quiet Revolution, is not seriously questioned: no one will want to sell Hydro-Québec, as Hydro One was in Ontario a few years ago. The nationalization of private electricity companies has made it possible to accelerate electrification (helping the trade balance), to develop the industrial sector of Québec’s economy (electrical equipment and aluminum), and to develop the service sector (consulting engineering and computer science). However, nationalization does not mean that the private sector has no role to play or that Hydro-Québec should be the sole producer.
Beyond words, the important thing is to set the right goals and use the levers at our disposal to achieve them, understanding the advantages and disadvantages of each model.
Dans le débat entourant le projet de loi à venir sur Hydro-Québec, beaucoup d’opinions circulent. Malheureusement, on y mélange plusieurs concepts, ce qui embrouille la discussion. Voici donc quelques définitions pour éclairer les lecteurs.
Monopole : Le transport et la distribution d’électricité sont des monopoles naturels. Ça veut dire qu’il y a «?naturellement?» un seul fournisseur qui émerge dans chaque endroit (ou corridor pour le transport). Imaginez si plusieurs fournisseurs voulaient avoir des poteaux le long de nos rues?! Ça ne se fait pas. Cependant, il y a déjà au Québec 11 distributeurs d’électricité avec un monopole : Hydro-Québec, 9 villes et une coopérative. Hydro-Québec n’est donc pas le seul distributeur. Pour le transport, certaines entreprises ont des lignes, comme Rio Tinto, et certaines lignes ont été construites en partenariat, comme avec les Mohawks vers les États-Unis. Encore ici, Hydro-Québec n’est pas seule.
Monopole (bis) : La production d’électricité et la vente au détail de l’électricité ne sont pas des monopoles naturels. Dans plusieurs régions, comme dans l’Union européenne, plusieurs producteurs se concurrencent pour faire de l’électricité vendue sur un marché ouvert. Les détaillants d’électricité achètent et revendent cette énergie aux consommateurs, selon divers plans, un peu comme on le voit dans l’industrie des télécommunications. L’électricité est livrée des producteurs aux consommateurs en utilisant le monopole naturel des entreprises de transport et de distribution. Cette structure à 4 étapes (production-transport-distribution-détail) est commune, et la structure largement intégrée verticalement du Québec est plus l’exception que la règle. Cependant, il y a aussi au Québec plusieurs autres producteurs : en éolien (Boralex, Kruger, Innergex, Énergir, etc.), avec de petites centrales hydroélectriques, certaines entreprises (comme Rio Tinto), et même certaines municipalités (comme Sherbrooke).
Réglementation des prix : Qui dit monopole dit réglementation des prix. Les prix de transport et de distribution sont toujours réglementés pour assurer un rendement correct sans être indus, forçant des investissements prudents?; parfois, les incitatifs à la performance (fiabilité, coûts) sont imposés, comme en Grande-Bretagne ou en Alberta. Là où la production et le détail sont concurrentiels, la réglementation peut être légère, essentiellement pour s’assurer que les prix et les conditions de services sont équitables, et pour s’assurer que la concurrence fonctionne pour le bien des consommateurs. Aussi, notons que les prix doivent être réglementés même pour un monopole d’État. Au Québec, la Régie de l’énergie est responsable de la réglementation du transport, de la distribution et de la vente au détail de l’électricité.
Nationalisation (ou privatisation) : La nationalisation est le transfert à l’état de la propriété d’entreprises privées. La nationalisation de la production et de la livraison de l’électricité au Québec, héritage de la Révolution tranquille, n’est pas sérieusement remise en question : personne ne voudra vendre Hydro-Québec au privé, à l’exemple d’Hydro One en Ontario il y a quelques années. La nationalisation des entreprises privées d’électricité, d’abord en 1944 puis en 1963, a permis, entre autres, d’accélérer l’électrification (aidant à la balance commerciale), de développer le secteur industriel secondaire (équipement électrique et aluminium), et de développer le secteur tertiaire (génie-conseil et informatique). Cependant, la nationalisation ne veut pas dire que le privé n’a aucun rôle à jouer ni qu’Hydro-Québec est le seul producteur, transporteur, ou distributeur.
Au-delà des mots, l’important est de fixer les bons objectifs et d’utiliser les leviers à notre disposition pour les atteindre, en comprenant bien les avantages et les inconvénients de chaque modèle.
