L’ Institut de l’énergie Trottier a publié en octobre 2025 un rapport signé par Éloïse Edom et Normand Mousseau sur la définition intégrée de la pointe de demande d’électricité dans les régions de climat froid, avec le Québec comme cas d’analyse. (Voir https://iet.polymtl.ca/publications/rapport/definition-integree-pointe.)
Je connais Normand Mousseau et j’ai donc lu ce rapport avec intérêt. Il me semble utile sur un point très précis : il aide à mieux comprendre ce qu’est vraiment la pointe hivernale québécoise.
Le sujet peut sembler technique. Il ne l’est pas seulement.
Dans un système électrique comme celui du Québec, la pointe hivernale est une contrainte structurante. Le réseau est conçu pour elle. Les contrats d’approvisionnement, les capacités de transport et de distribution, les programmes d’effacement, les tarifs et une bonne partie des investissements sont organisés autour de quelques heures, ou de quelques jours, où le réseau est fortement sollicité.
Le mérite principal du rapport est de déplacer la discussion.
On parle souvent de la pointe comme d’un moment : l’heure la plus élevée de l’année. Le rapport propose plutôt de la regarder comme un phénomène dans le temps, avec une puissance, une durée, une énergie à déplacer et une période d’accumulation avant l’événement de pointe.
C’est, à mon avis, la contribution la plus intéressante du document.
Une méthode pour penser la pointe dans le temps
La méthode mérite d’être expliquée simplement, parce qu’elle n’est pas évidente à la première lecture.
Pour une fenêtre donnée, par exemple 36 ou 72 heures autour de la pointe annuelle, la méthode demande jusqu’où on peut abaisser la puissance maximale appelée si l’énergie excédentaire au-dessus de ce nouveau plafond est accumulée avant l’événement de pointe, puis restituée pendant la pointe.
Les auteurs partent de la courbe horaire de demande d’électricité, soit 8760 heures dans l’année. Ils calculent ensuite une puissance moyenne, appelée «?puissance plafond?», pour différentes fenêtres de temps avant la pointe : 12 heures, 36 heures, 72 heures, 96 heures, etc.
Lorsque la demande dépasse ce plafond, il y a un événement de pointe.
L’énergie à déplacer correspond alors à l’aire entre la courbe réelle de demande et la puissance plafond. Ce n’est donc pas toute la consommation de la période qu’il faut déplacer. C’est seulement la partie qui dépasse le plafond.
Le rapport identifie ensuite l’événement de pointe critique, soit celui où cette aire est la plus grande. C’est cet événement qui exige le plus d’énergie à déplacer.
Enfin, les auteurs calculent combien de temps il aurait fallu pour accumuler cette énergie avant la pointe. Ils supposent que l’accumulation se fait dans les heures qui précèdent immédiatement l’événement, que le système est initialement vide, et qu’il n’y a pas de pertes.
Cette hypothèse de recharge immédiatement avant la pointe est importante. La durée d’accumulation ne dépend pas seulement de l’énergie à déplacer. Elle dépend aussi du profil de demande avant la pointe. Si le réseau est déjà fortement sollicité avant l’événement, il reste moins de marge pour recharger. Si la demande est plus basse, il y en a plus.
C’est ce qui rend l’approche intéressante. Elle ne regarde pas seulement la pointe elle-même. Elle regarde aussi ce qui se passe avant.
Le graphique ci-dessus illustre bien la logique. La courbe bleue pointillée montre la demande historique, avec un pic de 42,5 GW. La courbe verte montre la moyenne mobile sur 72 heures. La ligne pointillée noire donne le plafond correspondant, ici autour de 36,3 GW. La zone bleue au-dessus du plafond représente l’énergie à lisser pendant l’événement de pointe. La zone verte en amont représente l’énergie à accumuler avant la pointe.
C’est cette relation entre le creux avant l’événement et l’excédent pendant la pointe qui donne à l’approche son intérêt opérationnel.
Ce que montrent les ordres de grandeur
Lors des deux hivers étudiés, la pointe annuelle du réseau québécois se situait autour de 40 à 42 GW.
Dans ce contexte, une fenêtre de 36 heures permettrait déjà d’abaisser la pointe d’environ 3,5 à 3,9 GW, en déplaçant environ 13 à 15 GWh d’énergie. Cela représente près d’un dixième de la pointe annuelle.
Pour une fenêtre de 72 heures, la réduction passerait à environ 5,2 à 6,1 GW, avec environ 40 à 97 GWh à déplacer selon l’hiver analysé. On parle alors d’environ un septième de la pointe annuelle.
Ces chiffres peuvent sembler énormes. Ils le sont moins lorsqu’on les compare aux déploiements récents de batteries ailleurs.
La Californie a déjà installé plus de 20 GW de stockage par batterie, en incluant les installations résidentielles, commerciales et de réseau. Dans le marché de CAISO, les batteries raccordées au réseau représentent maintenant plusieurs dizaines de GWh. Le Texas a lui aussi dépassé les 10 GW de batteries raccordées au réseau, avec plus de 20 GWh de capacité énergétique. En Europe, la capacité totale de stockage par batterie se mesure maintenant en dizaines de GWh. En Australie, le National Electricity Market a ajouté plus de 4 GW et plus de 10 GWh de batteries de réseau en seulement douze mois.
La comparaison n’est pas parfaite. Ces réseaux ne gèrent pas la même pointe, ni le même climat, ni la même structure de demande. Mais elle donne un ordre de grandeur : quelques GW et quelques dizaines de GWh ne sont plus des chiffres extravagants dans un système électrique moderne.
Il ne faut pas non plus imaginer que toute cette capacité devrait venir de grandes batteries de réseau appartenant au distributeur ou à un producteur. Une partie peut être raccordée au réseau de transport ou de distribution. Une autre peut être derrière le compteur, chez des clients résidentiels, commerciaux ou industriels, à condition qu’elle soit agrégée, pilotable et correctement rémunérée.
Cette valeur ne se limite pas à la pointe. Des batteries décentralisées peuvent aussi contribuer à la résilience lors de pannes. À mesure que l’électricité devient, pour plusieurs ménages, la seule source d’énergie finale, réduire l’impact des interruptions de service devient beaucoup plus concret qu’avant.
L’Australie illustre bien ce point. Les batteries derrière le compteur peuvent compter. Les batteries résidentielles installées en 2025 y représentent déjà plusieurs GWh de capacité, et l’Australie-Méridionale compte maintenant plus d’un GWh de batteries résidentielles à elle seule.
Pour la pointe, la localisation des batteries compte d’ailleurs autant que leur technologie. Une capacité placée près d’une contrainte de distribution ou derrière le compteur dans des bâtiments bien choisis peut s’avérer plus précieuse qu’une capacité équivalente située ailleurs dans le réseau.
Cette logique peut aussi changer la conception des nouveaux bâtiments. Plutôt que de dimensionner chaque bâtiment comme s’il pouvait tirer sans contrainte toute la puissance qu’il souhaite du réseau, on pourrait imposer ou encourager une puissance maximale appelée, tout en maintenant le même niveau de confort. Cela pousserait vers de meilleurs choix d’enveloppe, de chauffage, de stockage thermique, de batteries, de contrôle et de gestion locale de la demande.
72 heures d’analyse ne veulent pas dire 72 heures de stockage
C’est ici qu’une distinction importante doit être faite.
Une fenêtre d’analyse de 72 heures ne veut pas dire qu’il faut un système de stockage capable de fournir sa pleine puissance pendant 72 heures.
La fenêtre de 72 heures sert à comprendre le phénomène de pointe dans son contexte météorologique et opérationnel : l’arrivée du froid, la montée de la demande, la pointe elle-même, puis le retour à un niveau plus normal.
Le système de stockage, lui, doit surtout être capable de déplacer l’énergie excédentaire au-dessus d’un certain plafond de puissance.
Il faut donc partir de l’aire au-dessus du plafond. Cette aire donne les MWh à déplacer. Les MW indiquent ensuite la puissance nécessaire pour écrêter la pointe, heure par heure. Les deux dimensions sont indispensables, mais elles ne répondent pas à la même question.
Cette distinction évite une erreur fréquente : raisonner en «?heures de batterie?» avant même d’avoir regardé l’énergie à déplacer.
Pour la pointe hivernale, la bonne question n’est pas : combien d’heures de batterie faut-il??
La bonne question est plutôt : combien de MWh faut-il rendre disponibles, à quel moment, et avec combien de MW pour respecter le plafond visé??
Le coefficient C : utile, mais à manier avec soin
Une fois qu’on a bien séparé les deux questions, les MWh à déplacer et les MW nécessaires pour écrêter la pointe, on peut utiliser le coefficient C pour traduire cela en langage de batteries.
Le coefficient C exprime simplement le rapport entre la puissance de sortie et la capacité énergétique d’un système :
C = MW/MWh
Un système avec C = 0,5 correspond à 2 MWh par MW de puissance. C’est ce qu’on appelle souvent, par raccourci, un système «?2 heures?».
Un système avec C = 0,25 correspond à 4 MWh par MW de puissance, soit un système «?4 heures?». C’est aujourd’hui une configuration très courante pour les batteries de réseau. Au Texas, les systèmes de 2 heures sont aussi très présents, tandis que les systèmes de 4 heures se développent davantage.
Un système avec C = 0,125 correspond à 8 MWh par MW. Ces configurations existent dans les analyses technico-économiques, mais elles sont nettement moins courantes dans les déploiements actuels de batteries lithium-ion. Les configurations à C = 0,25 ou C = 0,5 offrent généralement plus de polyvalence, pour un surcoût de puissance souvent justifié par les services additionnels qu’elles peuvent rendre.
Mais il faut faire attention au langage.
Dire qu’un système est «?4 heures?» ne veut pas dire qu’il doit être déchargé en quatre heures. Cela veut dire qu’il peut fournir sa pleine puissance pendant quatre heures.
Il peut être déchargé à un rythme plus lent sur une période plus longue avec une puissance réduite. Sa puissance de sortie peut aussi varier d’heure en heure selon le besoin d’écrêtement, comme la zone bleue de l’exemple : plus forte au sommet de la pointe, plus faible sur ses flancs.
Par contre, il ne peut pas fournir toute son énergie en moins de quatre heures sans une chaîne de puissance plus importante, notamment un onduleur plus puissant.
Cette distinction compte aussi pour les coûts.
À capacité énergétique donnée, un système avec plus de MW coûte généralement plus cher, parce qu’il exige une chaîne de puissance plus robuste : onduleurs, transformateurs, protections et raccordement. À puissance donnée, un système avec plus de MWh coûte généralement plus cher parce qu’il exige davantage de cellules, de modules, de conteneurs, de contrôle thermique et de systèmes de sécurité.
Autrement dit, les MW et les MWh n’ont pas la même structure de coûts.
Ce que les données suggèrent pour les batteries
À partir des données du rapport, on peut calculer le ratio puissance-énergie implicite du système de stockage requis pour écrêter la pointe critique.
Pour les fenêtres de 12 et 36 heures, les résultats sont proches des systèmes de stockage par batterie courants en réseau. Selon l’hiver étudié, l’équivalent énergétique se situe entre environ 2,6 et 4,4 MWh par MW de puissance. On est donc dans l’ordre de grandeur des systèmes dits de 4 heures.
Pour une fenêtre de 72 heures, le portrait change. L’équivalent énergétique atteint environ 7,6 MWh par MW pour l’hiver 2021-2022, mais près de 16 MWh par MW pour l’hiver 2022-2023. Pour 96 heures, on arrive à environ 8 MWh par MW dans un cas, mais plus de 20 MWh par MW dans l’autre.
Ces ratios ne veulent pas dire qu’il faut nécessairement construire des systèmes de stockage avec ces coefficients C précis. Ils indiquent plutôt la relation entre la puissance à écrêter et l’énergie à déplacer pour les épisodes analysés.
Si on utilise des batteries typiques de celles déployées en réseau, par exemple des systèmes de 2 ou 4 heures, la capacité en MW pourrait être supérieure à celle strictement requise pour l’écrêtement de cette pointe hivernale. Ce surdimensionnement en puissance n’est pas forcément inutile. Il peut servir à d’autres usages : réponse rapide, services auxiliaires, arbitrage, congestion locale, ou soutien au réseau de distribution.
Mais l’enjeu central, pour une fenêtre de 72 heures, demeure la capacité énergétique disponible. Il faut assez de MWh pour couvrir l’aire au-dessus du plafond. Ensuite seulement vient la question du nombre de MW à installer et de la valeur des MW excédentaires pour d’autres services.
Il faut donc éviter deux erreurs.
La première serait de conclure qu’un phénomène analysé sur 72 heures exige du stockage de 72 heures. Ce n’est pas ce que montrent les données.
La seconde serait de conclure que les batteries doivent être exploitées selon un cycle court et répétitif, comme si elles devaient nécessairement se charger et se décharger une ou deux fois par jour. Ce n’est pas le bon cadre ici. Pour la pointe hivernale, il faut plutôt planifier la charge et la décharge sur un horizon plus long, en fonction de l’arrivée du froid, du profil de demande avant la pointe et de l’énergie à déplacer au-dessus du plafond.
Un tel lissage peut aussi réduire les cycles de démarrage et d’arrêt des groupes turboalternateurs, ce qui limite l’usure mécanique et améliore l’exploitation du parc existant.
Le point économique : MW évités contre MWh ajoutés
Cette lecture ouvre une question économique importante : quel est le bon équilibre entre les MW de pointe évités et les MWh de stockage ajoutés??
Du côté du réseau, les coûts sont surtout liés aux MW à desservir ou à éviter : production, approvisionnements, transport, distribution, marges de capacité et programmes d’effacement. Dans le contexte d’Hydro Québec , le calcul est plus complexe, car la valeur du MW évité dépend aussi des contrats de puissance interruptible et des autres outils de gestion de la pointe.
Du côté des batteries, les coûts se partagent entre la puissance et l’énergie. À puissance donnée, ajouter des MWh coûte surtout en cellules, modules, contrôle thermique et systèmes de sécurité. Dans la structure actuelle des coûts, le total demeure généralement plus sensible aux MWh, soit l’aire bleue à couvrir, qu’aux MW de puissance maximale.
Le projet Tomago, en Australie, donne un bon ordre de grandeur : 500 MW et 2?000 MWh, soit une batterie de 4 heures, pour un coût annoncé d’environ 800 millions de dollars australiens. Comme le dollar australien et le dollar canadien sont proches de la parité, cela donne environ 1,6 million de dollars canadiens par MW, ou environ 400?000 dollars canadiens par MWh.
Appliqué mécaniquement aux besoins identifiés dans le rapport, cela donnerait environ 5 à 6 milliards de dollars pour déplacer les 13 à 15 GWh associés à la fenêtre de 36 heures. Pour la fenêtre de 72 heures, avec 40 à 97 GWh à déplacer selon l’hiver, l’ordre de grandeur serait plutôt de 16 à 39 milliards de dollars.
Ces montants sont importants. Mais ils ne doivent pas être lus comme le coût d’une solution unique entièrement composée de batteries. Ils donnent plutôt un repère pour comparer les MWh requis avec le coût des infrastructures autrement nécessaires pour desservir la pointe.
La comparaison avec Hydro-Québec est instructive. Le rapport rappelle que les coûts évités de puissance utilisés par Hydro-Québec sont de l’ordre de 164 à 249 dollars par kW-an, selon que le kW additionnel exige ou non des ajouts en transport et distribution. Appliqué aux réductions de pointe du rapport, cela représente environ 0,6 à 1,0 milliard de dollars par année pour une fenêtre de 36 heures, et environ 0,9 à 1,5 milliard de dollars par année pour une fenêtre de 72 heures.
En comparant très simplement ces valeurs annuelles avec les coûts inspirés de Tomago, on obtient une période de recouvrement brute d’environ 5 à 10 ans pour la fenêtre de 36 heures. Pour la fenêtre de 72 heures, la fourchette devient beaucoup plus large, autour de 11 à plus de 40 ans, ce qui confirme que l’optimum économique n’est pas évident et dépend fortement de l’énergie à déplacer.
On peut aussi comparer avec la centrale prévue de Churchill Falls Extension. Ce projet ajouterait environ 1?100 MW de puissance pour un coût estimé à 4,6 milliards de dollars, financement inclus, soit autour de 4,2 millions de dollars par MW. Ce n’est pas directement comparable à des batteries : l’hydroélectricité apporte une capacité appuyée par un réservoir existant et une durée de vie très longue. Mais l’ordre de grandeur montre que la flexibilité par batteries, surtout pour des fenêtres comme 36 heures, mérite d’être évaluée sérieusement face aux nouvelles ressources centralisées de pointe.
Ce n’est pas une preuve de rentabilité. Il faudrait annualiser les coûts des batteries, tenir compte de leur durée de vie, de leur dégradation, du coût de recharge, de leur localisation et de la valeur des autres services rendus. Mais la comparaison suffit à montrer que le calcul doit être fait sérieusement.
Et il faut rappeler pourquoi Tomago est intéressant : ces coûts sont possibles dans un marché où l’écosystème de développement, d’approvisionnement, de construction, de raccordement et d’exploitation des batteries est déjà performant. Le coût d’une batterie ne dépend donc pas seulement de la technologie. Il dépend aussi de la maturité de l’écosystème qui la déploie.
Il existe probablement un point optimal entre les MW de pointe évités et les MWh de stockage ajoutés. Cet optimum n’est pas fixe. Il évolue avec le coût des batteries, le coût des infrastructures de réseau évitées, les conditions des contrats de puissance interruptible, la localisation des contraintes, le profil réel de la pointe et la valeur des autres services que le stockage peut rendre.
Le Québec est dans une position particulière
Le rapport porte sur la pointe hivernale au Québec. Ce contexte est particulier : forte électrification du chauffage, parc hydroélectrique dominant, pointe annuelle concentrée autour d’épisodes de grand froid, et forte capacité de pilotage du système par Hydro-Québec.
Ce n’est pas le même problème qu’un épisode de Dunkelflaute en Europe du Nord ou dans la région de la mer Baltique, où la difficulté vient d’une faible production éolienne et solaire sur plusieurs jours. Dans ce cas, le besoin peut réellement devenir un besoin de stockage ou d’approvisionnement longue durée.
Le Québec est particulièrement privilégié. Son parc hydroélectrique lui donne déjà une forme de stockage saisonnier à très grande échelle, qui ferait l’envie de bien des réseaux. Plusieurs cherchent encore à construire, ou à remplacer, une telle capacité par des solutions beaucoup plus coûteuses.
Les batteries ne doivent donc pas être pensées comme un substitut à ce stockage saisonnier. Elles peuvent plutôt le compléter, en ajoutant de la flexibilité de courte et moyenne durée là où le système hydroélectrique, le réseau ou les programmes d’effacement atteignent leurs limites opérationnelles.
Cela ne veut pas dire que l’approche serait propre au Québec seulement. Elle pourrait devenir pertinente dans d’autres régions nordiques qui électrifient rapidement le chauffage et les véhicules, notamment l’Ontario, le nord-est des États-Unis ou certains pays nordiques.
Ces régions pourraient elles aussi vouloir éviter de construire des infrastructures capables de livrer plusieurs GW pendant quelques heures de grand froid. La différence avec une Dunkelflaute européenne est importante : on parle ici d’une pointe aiguë, souvent liée au froid, et non d’un déficit prolongé de production renouvelable sur plusieurs jours.
Cette évolution pourrait même renforcer la valeur stratégique du Québec.
Si les réseaux voisins électrifient eux aussi leur chauffage, les pointes de froid risquent de devenir plus synchronisées. Dans ce contexte, compter sur les importations pendant les heures critiques deviendra moins fiable et plus coûteux. Le Québec a donc intérêt à développer sa propre flexibilité, mais aussi à devenir un chef de file dans la façon de gérer ce type de pointe.
C’est là que le rapport de l’IET ouvre une piste utile.
Il montre que la pointe hivernale québécoise n’est pas d’abord un problème d’énergie annuelle. C’est un problème de puissance, de temporalité et de synchronisation. L’énergie au-dessus du plafond de pointe demeure faible en proportion de la consommation annuelle, mais elle est concentrée au moment où le réseau est le plus contraint.
La vraie conclusion
La conclusion applicable au Québec n’est pas : «?Les batteries règlent tous les problèmes de stockage?».
Elle est plus précise.
Pour la pointe hivernale québécoise, 36 ou 72 heures peuvent constituer de bonnes fenêtres d’analyse, sans impliquer un besoin de stockage de la même durée.
Les données suggèrent plutôt un besoin de flexibilité modulable : assez de MWh pour couvrir l’aire au-dessus du plafond, assez de MW pour écrêter la pointe, et probablement un portefeuille combinant batteries, stockage thermique, effacement et pilotage de la demande.
Cette nuance est majeure.
Elle permet de passer d’un débat abstrait sur le stockage de longue durée à une discussion beaucoup plus concrète sur le dimensionnement des moyens de flexibilité, leur coût, leur localisation, leur pilotage et leur valeur systémique.
Le prochain pas serait de traduire cette approche en scénarios de déploiement réel.
Où placer les systèmes de stockage??
Combien de MWh faut-il rendre disponibles??
Combien de MW sont vraiment nécessaires??
Quelle part peut venir du réseau, et quelle part peut venir de ressources derrière le compteur??
Pour quels services combinés??
Avec quelle valeur évitée pour le réseau??
C’est à ce niveau que la discussion devient vraiment stratégique pour Hydro-Québec et pour le Québec.
