{"id":790,"date":"2026-05-13T16:05:14","date_gmt":"2026-05-13T21:05:14","guid":{"rendered":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/?p=790"},"modified":"2026-06-21T16:07:38","modified_gmt":"2026-06-21T21:07:38","slug":"la-pointe-hivernale-est-un-probleme-de-flexibilite-pas-de-stockage-longue-duree","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/la-pointe-hivernale-est-un-probleme-de-flexibilite-pas-de-stockage-longue-duree\/","title":{"rendered":"La pointe hivernale est un probl\u00e8me de flexibilit\u00e9, pas de stockage longue dur\u00e9e"},"content":{"rendered":"\n
\"\"<\/a><\/figure>\n\n\n\n

L\u2019 Institut de l\u2019\u00e9nergie Trottier<\/a> a publi\u00e9 en octobre 2025 un rapport sign\u00e9 par \u00c9lo\u00efse Edom<\/a> et Normand Mousseau<\/a> sur la d\u00e9finition int\u00e9gr\u00e9e de la pointe de demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans les r\u00e9gions de climat froid, avec le Qu\u00e9bec comme cas d\u2019analyse. (Voir https:\/\/iet.polymtl.ca\/publications\/rapport\/definition-integree-pointe.)<\/p>\n\n\n\n

Je connais Normand Mousseau et j\u2019ai donc lu ce rapport avec int\u00e9r\u00eat. Il me semble utile sur un point tr\u00e8s pr\u00e9cis : il aide \u00e0 mieux comprendre ce qu\u2019est vraiment la pointe hivernale qu\u00e9b\u00e9coise.<\/p>\n\n\n\n

Le sujet peut sembler technique. Il ne l\u2019est pas seulement.<\/p>\n\n\n\n

Dans un syst\u00e8me \u00e9lectrique comme celui du Qu\u00e9bec, la pointe hivernale est une contrainte structurante. Le r\u00e9seau est con\u00e7u pour elle. Les contrats d\u2019approvisionnement, les capacit\u00e9s de transport et de distribution, les programmes d\u2019effacement, les tarifs et une bonne partie des investissements sont organis\u00e9s autour de quelques heures, ou de quelques jours, o\u00f9 le r\u00e9seau est fortement sollicit\u00e9.<\/p>\n\n\n\n

Le m\u00e9rite principal du rapport est de d\u00e9placer la discussion.<\/p>\n\n\n\n

On parle souvent de la pointe comme d\u2019un moment : l\u2019heure la plus \u00e9lev\u00e9e de l\u2019ann\u00e9e. Le rapport propose plut\u00f4t de la regarder comme un ph\u00e9nom\u00e8ne dans le temps, avec une puissance, une dur\u00e9e, une \u00e9nergie \u00e0 d\u00e9placer et une p\u00e9riode d\u2019accumulation avant l\u2019\u00e9v\u00e9nement de pointe.<\/p>\n\n\n\n

C\u2019est, \u00e0 mon avis, la contribution la plus int\u00e9ressante du document.<\/p>\n\n\n\n

(LinkedIn: https:\/\/www.linkedin.com\/pulse\/la-pointe-hivernale-est-un-probl%25C3%25A8me-de-flexibilit%25C3%25A9-pas-benoit-marcoux-fqice\/<\/a>)<\/p>\n\n\n\n

Une m\u00e9thode pour penser la pointe dans le temps<\/h2>\n\n\n\n

La m\u00e9thode m\u00e9rite d\u2019\u00eatre expliqu\u00e9e simplement, parce qu\u2019elle n\u2019est pas \u00e9vidente \u00e0 la premi\u00e8re lecture.<\/p>\n\n\n\n

Pour une fen\u00eatre donn\u00e9e, par exemple 36 ou 72 heures autour de la pointe annuelle, la m\u00e9thode demande jusqu\u2019o\u00f9 on peut abaisser la puissance maximale appel\u00e9e si l\u2019\u00e9nergie exc\u00e9dentaire au-dessus de ce nouveau plafond est accumul\u00e9e avant l\u2019\u00e9v\u00e9nement de pointe, puis restitu\u00e9e pendant la pointe.<\/p>\n\n\n\n

Les auteurs partent de la courbe horaire de demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, soit 8760 heures dans l\u2019ann\u00e9e. Ils calculent ensuite une puissance moyenne, appel\u00e9e \u00ab?puissance plafond?\u00bb, pour diff\u00e9rentes fen\u00eatres de temps avant la pointe : 12 heures, 36 heures, 72 heures, 96 heures, etc.<\/p>\n\n\n\n

Lorsque la demande d\u00e9passe ce plafond, il y a un \u00e9v\u00e9nement de pointe.<\/p>\n\n\n\n

L\u2019\u00e9nergie \u00e0 d\u00e9placer correspond alors \u00e0 l\u2019aire entre la courbe r\u00e9elle de demande et la puissance plafond. Ce n\u2019est donc pas toute la consommation de la p\u00e9riode qu\u2019il faut d\u00e9placer. C\u2019est seulement la partie qui d\u00e9passe le plafond.<\/p>\n\n\n\n

Le rapport identifie ensuite l\u2019\u00e9v\u00e9nement de pointe critique, soit celui o\u00f9 cette aire est la plus grande. C\u2019est cet \u00e9v\u00e9nement qui exige le plus d\u2019\u00e9nergie \u00e0 d\u00e9placer.<\/p>\n\n\n\n

Enfin, les auteurs calculent combien de temps il aurait fallu pour accumuler cette \u00e9nergie avant la pointe. Ils supposent que l\u2019accumulation se fait dans les heures qui pr\u00e9c\u00e8dent imm\u00e9diatement l\u2019\u00e9v\u00e9nement, que le syst\u00e8me est initialement vide, et qu\u2019il n\u2019y a pas de pertes.<\/p>\n\n\n\n

Cette hypoth\u00e8se de recharge imm\u00e9diatement avant la pointe est importante. La dur\u00e9e d\u2019accumulation ne d\u00e9pend pas seulement de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 d\u00e9placer. Elle d\u00e9pend aussi du profil de demande avant la pointe. Si le r\u00e9seau est d\u00e9j\u00e0 fortement sollicit\u00e9 avant l\u2019\u00e9v\u00e9nement, il reste moins de marge pour recharger. Si la demande est plus basse, il y en a plus.<\/p>\n\n\n\n

C\u2019est ce qui rend l\u2019approche int\u00e9ressante. Elle ne regarde pas seulement la pointe elle-m\u00eame. Elle regarde aussi ce qui se passe avant.<\/p>\n\n\n\n

\"Article<\/figure>\n\n\n\n

Le graphique ci-dessus illustre bien la logique. La courbe bleue pointill\u00e9e montre la demande historique, avec un pic de 42,5 GW. La courbe verte montre la moyenne mobile sur 72 heures. La ligne pointill\u00e9e noire donne le plafond correspondant, ici autour de 36,3 GW. La zone bleue au-dessus du plafond repr\u00e9sente l\u2019\u00e9nergie \u00e0 lisser pendant l\u2019\u00e9v\u00e9nement de pointe. La zone verte en amont repr\u00e9sente l\u2019\u00e9nergie \u00e0 accumuler avant la pointe.<\/p>\n\n\n\n

C\u2019est cette relation entre le creux avant l\u2019\u00e9v\u00e9nement et l\u2019exc\u00e9dent pendant la pointe qui donne \u00e0 l\u2019approche son int\u00e9r\u00eat op\u00e9rationnel.<\/p>\n\n\n\n

Ce que montrent les ordres de grandeur<\/h2>\n\n\n\n

Lors des deux hivers \u00e9tudi\u00e9s, la pointe annuelle du r\u00e9seau qu\u00e9b\u00e9cois se situait autour de 40 \u00e0 42 GW.<\/p>\n\n\n\n

Dans ce contexte, une fen\u00eatre de 36 heures permettrait d\u00e9j\u00e0 d\u2019abaisser la pointe d\u2019environ 3,5 \u00e0 3,9 GW, en d\u00e9pla\u00e7ant environ 13 \u00e0 15 GWh d\u2019\u00e9nergie. Cela repr\u00e9sente pr\u00e8s d\u2019un dixi\u00e8me de la pointe annuelle.<\/p>\n\n\n\n

Pour une fen\u00eatre de 72 heures, la r\u00e9duction passerait \u00e0 environ 5,2 \u00e0 6,1 GW, avec environ 40 \u00e0 97 GWh \u00e0 d\u00e9placer selon l\u2019hiver analys\u00e9. On parle alors d\u2019environ un septi\u00e8me de la pointe annuelle.<\/p>\n\n\n\n

Ces chiffres peuvent sembler \u00e9normes. Ils le sont moins lorsqu\u2019on les compare aux d\u00e9ploiements r\u00e9cents de batteries ailleurs.<\/p>\n\n\n\n

La Californie a d\u00e9j\u00e0 install\u00e9 plus de 20 GW de stockage par batterie, en incluant les installations r\u00e9sidentielles, commerciales et de r\u00e9seau. Dans le march\u00e9 de CAISO, les batteries raccord\u00e9es au r\u00e9seau repr\u00e9sentent maintenant plusieurs dizaines de GWh. Le Texas a lui aussi d\u00e9pass\u00e9 les 10 GW de batteries raccord\u00e9es au r\u00e9seau, avec plus de 20 GWh de capacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique. En Europe, la capacit\u00e9 totale de stockage par batterie se mesure maintenant en dizaines de GWh. En Australie, le National Electricity Market a ajout\u00e9 plus de 4 GW et plus de 10 GWh de batteries de r\u00e9seau en seulement douze mois.<\/p>\n\n\n\n

La comparaison n\u2019est pas parfaite. Ces r\u00e9seaux ne g\u00e8rent pas la m\u00eame pointe, ni le m\u00eame climat, ni la m\u00eame 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 syst\u00e8me \u00e9lectrique moderne.<\/p>\n\n\n\n

Il ne faut pas non plus imaginer que toute cette capacit\u00e9 devrait venir de grandes batteries de r\u00e9seau appartenant au distributeur ou \u00e0 un producteur. Une partie peut \u00eatre raccord\u00e9e au r\u00e9seau de transport ou de distribution. Une autre peut \u00eatre derri\u00e8re le compteur, chez des clients r\u00e9sidentiels, commerciaux ou industriels, \u00e0 condition qu\u2019elle soit agr\u00e9g\u00e9e, pilotable et correctement r\u00e9mun\u00e9r\u00e9e.<\/p>\n\n\n\n

Cette valeur ne se limite pas \u00e0 la pointe. Des batteries d\u00e9centralis\u00e9es peuvent aussi contribuer \u00e0 la r\u00e9silience lors de pannes. \u00c0 mesure que l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 devient, pour plusieurs m\u00e9nages, la seule source d\u2019\u00e9nergie finale, r\u00e9duire l\u2019impact des interruptions de service devient beaucoup plus concret qu\u2019avant.<\/p>\n\n\n\n

L\u2019Australie illustre bien ce point. Les batteries derri\u00e8re le compteur peuvent compter. Les batteries r\u00e9sidentielles install\u00e9es en 2025 y repr\u00e9sentent d\u00e9j\u00e0 plusieurs GWh de capacit\u00e9, et l\u2019Australie-M\u00e9ridionale compte maintenant plus d\u2019un GWh de batteries r\u00e9sidentielles \u00e0 elle seule.<\/p>\n\n\n\n

Pour la pointe, la localisation des batteries compte d\u2019ailleurs autant que leur technologie. Une capacit\u00e9 plac\u00e9e pr\u00e8s d\u2019une contrainte de distribution ou derri\u00e8re le compteur dans des b\u00e2timents bien choisis peut s\u2019av\u00e9rer plus pr\u00e9cieuse qu\u2019une capacit\u00e9 \u00e9quivalente situ\u00e9e ailleurs dans le r\u00e9seau.<\/p>\n\n\n\n

Cette logique peut aussi changer la conception des nouveaux b\u00e2timents. Plut\u00f4t que de dimensionner chaque b\u00e2timent comme s\u2019il pouvait tirer sans contrainte toute la puissance qu\u2019il souhaite du r\u00e9seau, on pourrait imposer ou encourager une puissance maximale appel\u00e9e, tout en maintenant le m\u00eame niveau de confort. Cela pousserait vers de meilleurs choix d\u2019enveloppe, de chauffage, de stockage thermique, de batteries, de contr\u00f4le et de gestion locale de la demande.<\/p>\n\n\n\n

72 heures d\u2019analyse ne veulent pas dire 72 heures de stockage<\/h2>\n\n\n\n

C\u2019est ici qu\u2019une distinction importante doit \u00eatre faite.<\/p>\n\n\n\n

Une fen\u00eatre d\u2019analyse de 72 heures ne veut pas dire qu\u2019il faut un syst\u00e8me de stockage capable de fournir sa pleine puissance pendant 72 heures.<\/p>\n\n\n\n

La fen\u00eatre de 72 heures sert \u00e0 comprendre le ph\u00e9nom\u00e8ne de pointe dans son contexte m\u00e9t\u00e9orologique et op\u00e9rationnel : l\u2019arriv\u00e9e du froid, la mont\u00e9e de la demande, la pointe elle-m\u00eame, puis le retour \u00e0 un niveau plus normal.<\/p>\n\n\n\n

Le syst\u00e8me de stockage, lui, doit surtout \u00eatre capable de d\u00e9placer l\u2019\u00e9nergie exc\u00e9dentaire au-dessus d\u2019un certain plafond de puissance.<\/p>\n\n\n\n

Il faut donc partir de l\u2019aire au-dessus du plafond. Cette aire donne les MWh \u00e0 d\u00e9placer. Les MW indiquent ensuite la puissance n\u00e9cessaire pour \u00e9cr\u00eater la pointe, heure par heure. Les deux dimensions sont indispensables, mais elles ne r\u00e9pondent pas \u00e0 la m\u00eame question.<\/p>\n\n\n\n

Cette distinction \u00e9vite une erreur fr\u00e9quente : raisonner en \u00ab?heures de batterie?\u00bb avant m\u00eame d\u2019avoir regard\u00e9 l\u2019\u00e9nergie \u00e0 d\u00e9placer.<\/p>\n\n\n\n

Pour la pointe hivernale, la bonne question n\u2019est pas : combien d\u2019heures de batterie faut-il??<\/p>\n\n\n\n

La bonne question est plut\u00f4t : combien de MWh faut-il rendre disponibles, \u00e0 quel moment, et avec combien de MW pour respecter le plafond vis\u00e9??<\/p>\n\n\n\n

Le coefficient C : utile, mais \u00e0 manier avec soin<\/h2>\n\n\n\n

Une fois qu\u2019on a bien s\u00e9par\u00e9 les deux questions, les MWh \u00e0 d\u00e9placer et les MW n\u00e9cessaires pour \u00e9cr\u00eater la pointe, on peut utiliser le coefficient C pour traduire cela en langage de batteries.<\/p>\n\n\n\n

Le coefficient C exprime simplement le rapport entre la puissance de sortie et la capacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique d\u2019un syst\u00e8me :<\/p>\n\n\n\n

C = MW\/MWh<\/p>\n\n\n\n

Un syst\u00e8me avec C = 0,5 correspond \u00e0 2 MWh par MW de puissance. C\u2019est ce qu\u2019on appelle souvent, par raccourci, un syst\u00e8me \u00ab?2 heures?\u00bb.<\/p>\n\n\n\n

Un syst\u00e8me avec C = 0,25 correspond \u00e0 4 MWh par MW de puissance, soit un syst\u00e8me \u00ab?4 heures?\u00bb. C\u2019est aujourd\u2019hui une configuration tr\u00e8s courante pour les batteries de r\u00e9seau. Au Texas, les syst\u00e8mes de 2 heures sont aussi tr\u00e8s pr\u00e9sents, tandis que les syst\u00e8mes de 4 heures se d\u00e9veloppent davantage.<\/p>\n\n\n\n

Un syst\u00e8me avec C = 0,125 correspond \u00e0 8 MWh par MW. Ces configurations existent dans les analyses technico-\u00e9conomiques, mais elles sont nettement moins courantes dans les d\u00e9ploiements actuels de batteries lithium-ion. Les configurations \u00e0 C = 0,25 ou C = 0,5 offrent g\u00e9n\u00e9ralement plus de polyvalence, pour un surco\u00fbt de puissance souvent justifi\u00e9 par les services additionnels qu\u2019elles peuvent rendre.<\/p>\n\n\n\n

Mais il faut faire attention au langage.<\/p>\n\n\n\n

Dire qu\u2019un syst\u00e8me est \u00ab?4 heures?\u00bb ne veut pas dire qu\u2019il doit \u00eatre d\u00e9charg\u00e9 en quatre heures. Cela veut dire qu\u2019il peut fournir sa pleine puissance pendant quatre heures.<\/p>\n\n\n\n

Il peut \u00eatre d\u00e9charg\u00e9 \u00e0 un rythme plus lent sur une p\u00e9riode plus longue avec une puissance r\u00e9duite. Sa puissance de sortie peut aussi varier d\u2019heure en heure selon le besoin d\u2019\u00e9cr\u00eatement, comme la zone bleue de l\u2019exemple : plus forte au sommet de la pointe, plus faible sur ses flancs.<\/p>\n\n\n\n

Par contre, il ne peut pas fournir toute son \u00e9nergie en moins de quatre heures sans une cha\u00eene de puissance plus importante, notamment un onduleur plus puissant.<\/p>\n\n\n\n

Cette distinction compte aussi pour les co\u00fbts.<\/p>\n\n\n\n

\u00c0 capacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique donn\u00e9e, un syst\u00e8me avec plus de MW co\u00fbte g\u00e9n\u00e9ralement plus cher, parce qu\u2019il exige une cha\u00eene de puissance plus robuste : onduleurs, transformateurs, protections et raccordement. \u00c0 puissance donn\u00e9e, un syst\u00e8me avec plus de MWh co\u00fbte g\u00e9n\u00e9ralement plus cher parce qu\u2019il exige davantage de cellules, de modules, de conteneurs, de contr\u00f4le thermique et de syst\u00e8mes de s\u00e9curit\u00e9.<\/p>\n\n\n\n

Autrement dit, les MW et les MWh n\u2019ont pas la m\u00eame structure de co\u00fbts.<\/p>\n\n\n\n

Ce que les donn\u00e9es sugg\u00e8rent pour les batteries<\/h2>\n\n\n\n

\u00c0 partir des donn\u00e9es du rapport, on peut calculer le ratio puissance-\u00e9nergie implicite du syst\u00e8me de stockage requis pour \u00e9cr\u00eater la pointe critique.<\/p>\n\n\n\n

Pour les fen\u00eatres de 12 et 36 heures, les r\u00e9sultats sont proches des syst\u00e8mes de stockage par batterie courants en r\u00e9seau. Selon l\u2019hiver \u00e9tudi\u00e9, l\u2019\u00e9quivalent \u00e9nerg\u00e9tique se situe entre environ 2,6 et 4,4 MWh par MW de puissance. On est donc dans l\u2019ordre de grandeur des syst\u00e8mes dits de 4 heures.<\/p>\n\n\n\n

Pour une fen\u00eatre de 72 heures, le portrait change. L\u2019\u00e9quivalent \u00e9nerg\u00e9tique atteint environ 7,6 MWh par MW pour l\u2019hiver 2021-2022, mais pr\u00e8s de 16 MWh par MW pour l\u2019hiver 2022-2023. Pour 96 heures, on arrive \u00e0 environ 8 MWh par MW dans un cas, mais plus de 20 MWh par MW dans l\u2019autre.<\/p>\n\n\n\n

Ces ratios ne veulent pas dire qu\u2019il faut n\u00e9cessairement construire des syst\u00e8mes de stockage avec ces coefficients C pr\u00e9cis. Ils indiquent plut\u00f4t la relation entre la puissance \u00e0 \u00e9cr\u00eater et l\u2019\u00e9nergie \u00e0 d\u00e9placer pour les \u00e9pisodes analys\u00e9s.<\/p>\n\n\n\n

Si on utilise des batteries typiques de celles d\u00e9ploy\u00e9es en r\u00e9seau, par exemple des syst\u00e8mes de 2 ou 4 heures, la capacit\u00e9 en MW pourrait \u00eatre sup\u00e9rieure \u00e0 celle strictement requise pour l\u2019\u00e9cr\u00eatement de cette pointe hivernale. Ce surdimensionnement en puissance n\u2019est pas forc\u00e9ment inutile. Il peut servir \u00e0 d\u2019autres usages : r\u00e9ponse rapide, services auxiliaires, arbitrage, congestion locale, ou soutien au r\u00e9seau de distribution.<\/p>\n\n\n\n

Mais l\u2019enjeu central, pour une fen\u00eatre de 72 heures, demeure la capacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique disponible. Il faut assez de MWh pour couvrir l\u2019aire au-dessus du plafond. Ensuite seulement vient la question du nombre de MW \u00e0 installer et de la valeur des MW exc\u00e9dentaires pour d\u2019autres services.<\/p>\n\n\n\n

Il faut donc \u00e9viter deux erreurs.<\/p>\n\n\n\n

La premi\u00e8re serait de conclure qu\u2019un ph\u00e9nom\u00e8ne analys\u00e9 sur 72 heures exige du stockage de 72 heures. Ce n\u2019est pas ce que montrent les donn\u00e9es.<\/p>\n\n\n\n

La seconde serait de conclure que les batteries doivent \u00eatre exploit\u00e9es selon un cycle court et r\u00e9p\u00e9titif, comme si elles devaient n\u00e9cessairement se charger et se d\u00e9charger une ou deux fois par jour. Ce n\u2019est pas le bon cadre ici. Pour la pointe hivernale, il faut plut\u00f4t planifier la charge et la d\u00e9charge sur un horizon plus long, en fonction de l\u2019arriv\u00e9e du froid, du profil de demande avant la pointe et de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 d\u00e9placer au-dessus du plafond.<\/p>\n\n\n\n

Un tel lissage peut aussi r\u00e9duire les cycles de d\u00e9marrage et d\u2019arr\u00eat des groupes turboalternateurs, ce qui limite l\u2019usure m\u00e9canique et am\u00e9liore l\u2019exploitation du parc existant.<\/p>\n\n\n\n

Le point \u00e9conomique : MW \u00e9vit\u00e9s contre MWh ajout\u00e9s<\/h2>\n\n\n\n

Cette lecture ouvre une question \u00e9conomique importante : quel est le bon \u00e9quilibre entre les MW de pointe \u00e9vit\u00e9s et les MWh de stockage ajout\u00e9s??<\/p>\n\n\n\n

Du c\u00f4t\u00e9 du r\u00e9seau, les co\u00fbts sont surtout li\u00e9s aux MW \u00e0 desservir ou \u00e0 \u00e9viter : production, approvisionnements, transport, distribution, marges de capacit\u00e9 et programmes d\u2019effacement. Dans le contexte d\u2019Hydro Qu\u00e9bec<\/a> , le calcul est plus complexe, car la valeur du MW \u00e9vit\u00e9 d\u00e9pend aussi des contrats de puissance interruptible et des autres outils de gestion de la pointe.<\/p>\n\n\n\n

Du c\u00f4t\u00e9 des batteries, les co\u00fbts se partagent entre la puissance et l\u2019\u00e9nergie. \u00c0 puissance donn\u00e9e, ajouter des MWh co\u00fbte surtout en cellules, modules, contr\u00f4le thermique et syst\u00e8mes de s\u00e9curit\u00e9. Dans la structure actuelle des co\u00fbts, le total demeure g\u00e9n\u00e9ralement plus sensible aux MWh, soit l\u2019aire bleue \u00e0 couvrir, qu\u2019aux MW de puissance maximale.<\/p>\n\n\n\n

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 co\u00fbt annonc\u00e9 d\u2019environ 800 millions de dollars australiens. Comme le dollar australien et le dollar canadien sont proches de la parit\u00e9, cela donne environ 1,6 million de dollars canadiens par MW, ou environ 400?000 dollars canadiens par MWh.<\/p>\n\n\n\n

Appliqu\u00e9 m\u00e9caniquement aux besoins identifi\u00e9s dans le rapport, cela donnerait environ 5 \u00e0 6 milliards de dollars pour d\u00e9placer les 13 \u00e0 15 GWh associ\u00e9s \u00e0 la fen\u00eatre de 36 heures. Pour la fen\u00eatre de 72 heures, avec 40 \u00e0 97 GWh \u00e0 d\u00e9placer selon l\u2019hiver, l\u2019ordre de grandeur serait plut\u00f4t de 16 \u00e0 39 milliards de dollars.<\/p>\n\n\n\n

Ces montants sont importants. Mais ils ne doivent pas \u00eatre lus comme le co\u00fbt d\u2019une solution unique enti\u00e8rement compos\u00e9e de batteries. Ils donnent plut\u00f4t un rep\u00e8re pour comparer les MWh requis avec le co\u00fbt des infrastructures autrement n\u00e9cessaires pour desservir la pointe.<\/p>\n\n\n\n

La comparaison avec Hydro-Qu\u00e9bec est instructive. Le rapport rappelle que les co\u00fbts \u00e9vit\u00e9s de puissance utilis\u00e9s par Hydro-Qu\u00e9bec sont de l\u2019ordre de 164 \u00e0 249 dollars par kW-an, selon que le kW additionnel exige ou non des ajouts en transport et distribution. Appliqu\u00e9 aux r\u00e9ductions de pointe du rapport, cela repr\u00e9sente environ 0,6 \u00e0 1,0 milliard de dollars par ann\u00e9e pour une fen\u00eatre de 36 heures, et environ 0,9 \u00e0 1,5 milliard de dollars par ann\u00e9e pour une fen\u00eatre de 72 heures.<\/p>\n\n\n\n

En comparant tr\u00e8s simplement ces valeurs annuelles avec les co\u00fbts inspir\u00e9s de Tomago, on obtient une p\u00e9riode de recouvrement brute d\u2019environ 5 \u00e0 10 ans pour la fen\u00eatre de 36 heures. Pour la fen\u00eatre de 72 heures, la fourchette devient beaucoup plus large, autour de 11 \u00e0 plus de 40 ans, ce qui confirme que l\u2019optimum \u00e9conomique n\u2019est pas \u00e9vident et d\u00e9pend fortement de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 d\u00e9placer.<\/p>\n\n\n\n

On peut aussi comparer avec la centrale pr\u00e9vue de Churchill Falls Extension. Ce projet ajouterait environ 1?100 MW de puissance pour un co\u00fbt estim\u00e9 \u00e0 4,6 milliards de dollars, financement inclus, soit autour de 4,2 millions de dollars par MW. Ce n\u2019est pas directement comparable \u00e0 des batteries : l\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9 apporte une capacit\u00e9 appuy\u00e9e par un r\u00e9servoir existant et une dur\u00e9e de vie tr\u00e8s longue. Mais l\u2019ordre de grandeur montre que la flexibilit\u00e9 par batteries, surtout pour des fen\u00eatres comme 36 heures, m\u00e9rite d\u2019\u00eatre \u00e9valu\u00e9e s\u00e9rieusement face aux nouvelles ressources centralis\u00e9es de pointe.<\/p>\n\n\n\n

Ce n\u2019est pas une preuve de rentabilit\u00e9. Il faudrait annualiser les co\u00fbts des batteries, tenir compte de leur dur\u00e9e de vie, de leur d\u00e9gradation, du co\u00fbt de recharge, de leur localisation et de la valeur des autres services rendus. Mais la comparaison suffit \u00e0 montrer que le calcul doit \u00eatre fait s\u00e9rieusement.<\/p>\n\n\n\n

Et il faut rappeler pourquoi Tomago est int\u00e9ressant : ces co\u00fbts sont possibles dans un march\u00e9 o\u00f9 l\u2019\u00e9cosyst\u00e8me de d\u00e9veloppement, d\u2019approvisionnement, de construction, de raccordement et d\u2019exploitation des batteries est d\u00e9j\u00e0 performant. Le co\u00fbt d\u2019une batterie ne d\u00e9pend donc pas seulement de la technologie. Il d\u00e9pend aussi de la maturit\u00e9 de l\u2019\u00e9cosyst\u00e8me qui la d\u00e9ploie.<\/p>\n\n\n\n

Il existe probablement un point optimal entre les MW de pointe \u00e9vit\u00e9s et les MWh de stockage ajout\u00e9s. Cet optimum n\u2019est pas fixe. Il \u00e9volue avec le co\u00fbt des batteries, le co\u00fbt des infrastructures de r\u00e9seau \u00e9vit\u00e9es, les conditions des contrats de puissance interruptible, la localisation des contraintes, le profil r\u00e9el de la pointe et la valeur des autres services que le stockage peut rendre.<\/p>\n\n\n\n

Le Qu\u00e9bec est dans une position particuli\u00e8re<\/h2>\n\n\n\n

Le rapport porte sur la pointe hivernale au Qu\u00e9bec. Ce contexte est particulier : forte \u00e9lectrification du chauffage, parc hydro\u00e9lectrique dominant, pointe annuelle concentr\u00e9e autour d\u2019\u00e9pisodes de grand froid, et forte capacit\u00e9 de pilotage du syst\u00e8me par Hydro-Qu\u00e9bec.<\/p>\n\n\n\n

Ce n\u2019est pas le m\u00eame probl\u00e8me qu\u2019un \u00e9pisode de Dunkelflaute en Europe du Nord ou dans la r\u00e9gion de la mer Baltique, o\u00f9 la difficult\u00e9 vient d\u2019une faible production \u00e9olienne et solaire sur plusieurs jours. Dans ce cas, le besoin peut r\u00e9ellement devenir un besoin de stockage ou d\u2019approvisionnement longue dur\u00e9e.<\/p>\n\n\n\n

Le Qu\u00e9bec est particuli\u00e8rement privil\u00e9gi\u00e9. Son parc hydro\u00e9lectrique lui donne d\u00e9j\u00e0 une forme de stockage saisonnier \u00e0 tr\u00e8s grande \u00e9chelle, qui ferait l\u2019envie de bien des r\u00e9seaux. Plusieurs cherchent encore \u00e0 construire, ou \u00e0 remplacer, une telle capacit\u00e9 par des solutions beaucoup plus co\u00fbteuses.<\/p>\n\n\n\n

Les batteries ne doivent donc pas \u00eatre pens\u00e9es comme un substitut \u00e0 ce stockage saisonnier. Elles peuvent plut\u00f4t le compl\u00e9ter, en ajoutant de la flexibilit\u00e9 de courte et moyenne dur\u00e9e l\u00e0 o\u00f9 le syst\u00e8me hydro\u00e9lectrique, le r\u00e9seau ou les programmes d\u2019effacement atteignent leurs limites op\u00e9rationnelles.<\/p>\n\n\n\n

Cela ne veut pas dire que l\u2019approche serait propre au Qu\u00e9bec seulement. Elle pourrait devenir pertinente dans d\u2019autres r\u00e9gions nordiques qui \u00e9lectrifient rapidement le chauffage et les v\u00e9hicules, notamment l\u2019Ontario, le nord-est des \u00c9tats-Unis ou certains pays nordiques.<\/p>\n\n\n\n

Ces r\u00e9gions pourraient elles aussi vouloir \u00e9viter de construire des infrastructures capables de livrer plusieurs GW pendant quelques heures de grand froid. La diff\u00e9rence avec une Dunkelflaute europ\u00e9enne est importante : on parle ici d\u2019une pointe aigu\u00eb, souvent li\u00e9e au froid, et non d\u2019un d\u00e9ficit prolong\u00e9 de production renouvelable sur plusieurs jours.<\/p>\n\n\n\n

Cette \u00e9volution pourrait m\u00eame renforcer la valeur strat\u00e9gique du Qu\u00e9bec.<\/p>\n\n\n\n

Si les r\u00e9seaux voisins \u00e9lectrifient eux aussi leur chauffage, les pointes de froid risquent de devenir plus synchronis\u00e9es. Dans ce contexte, compter sur les importations pendant les heures critiques deviendra moins fiable et plus co\u00fbteux. Le Qu\u00e9bec a donc int\u00e9r\u00eat \u00e0 d\u00e9velopper sa propre flexibilit\u00e9, mais aussi \u00e0 devenir un chef de file dans la fa\u00e7on de g\u00e9rer ce type de pointe.<\/p>\n\n\n\n

C\u2019est l\u00e0 que le rapport de l\u2019IET ouvre une piste utile.<\/p>\n\n\n\n

Il montre que la pointe hivernale qu\u00e9b\u00e9coise n\u2019est pas d\u2019abord un probl\u00e8me d\u2019\u00e9nergie annuelle. C\u2019est un probl\u00e8me de puissance, de temporalit\u00e9 et de synchronisation. L\u2019\u00e9nergie au-dessus du plafond de pointe demeure faible en proportion de la consommation annuelle, mais elle est concentr\u00e9e au moment o\u00f9 le r\u00e9seau est le plus contraint.<\/p>\n\n\n\n

La vraie conclusion<\/h2>\n\n\n\n

La conclusion applicable au Qu\u00e9bec n\u2019est pas : \u00ab?Les batteries r\u00e8glent tous les probl\u00e8mes de stockage?\u00bb.<\/p>\n\n\n\n

Elle est plus pr\u00e9cise.<\/p>\n\n\n\n

Pour la pointe hivernale qu\u00e9b\u00e9coise, 36 ou 72 heures peuvent constituer de bonnes fen\u00eatres d\u2019analyse, sans impliquer un besoin de stockage de la m\u00eame dur\u00e9e.<\/p>\n\n\n\n

Les donn\u00e9es sugg\u00e8rent plut\u00f4t un besoin de flexibilit\u00e9 modulable : assez de MWh pour couvrir l\u2019aire au-dessus du plafond, assez de MW pour \u00e9cr\u00eater la pointe, et probablement un portefeuille combinant batteries, stockage thermique, effacement et pilotage de la demande.<\/p>\n\n\n\n

Cette nuance est majeure.<\/p>\n\n\n\n

Elle permet de passer d\u2019un d\u00e9bat abstrait sur le stockage de longue dur\u00e9e \u00e0 une discussion beaucoup plus concr\u00e8te sur le dimensionnement des moyens de flexibilit\u00e9, leur co\u00fbt, leur localisation, leur pilotage et leur valeur syst\u00e9mique.<\/p>\n\n\n\n

Le prochain pas serait de traduire cette approche en sc\u00e9narios de d\u00e9ploiement r\u00e9el.<\/p>\n\n\n\n

O\u00f9 placer les syst\u00e8mes de stockage??<\/p>\n\n\n\n

Combien de MWh faut-il rendre disponibles??<\/p>\n\n\n\n

Combien de MW sont vraiment n\u00e9cessaires??<\/p>\n\n\n\n

Quelle part peut venir du r\u00e9seau, et quelle part peut venir de ressources derri\u00e8re le compteur??<\/p>\n\n\n\n

Pour quels services combin\u00e9s??<\/p>\n\n\n\n

Avec quelle valeur \u00e9vit\u00e9e pour le r\u00e9seau??<\/p>\n\n\n\n

C\u2019est \u00e0 ce niveau que la discussion devient vraiment strat\u00e9gique pour Hydro-Qu\u00e9bec et pour le Qu\u00e9bec.<\/p>\n

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L\u2019 Institut de l\u2019\u00e9nergie Trottier a publi\u00e9 en octobre 2025 un rapport sign\u00e9 par \u00c9lo\u00efse Edom et Normand Mousseau sur la d\u00e9finition int\u00e9gr\u00e9e de la pointe de demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans les r\u00e9gions de climat froid, avec le Qu\u00e9bec comme cas d\u2019analyse. (Voir https:\/\/iet.polymtl.ca\/publications\/rapport\/definition-integree-pointe.) Je connais Normand Mousseau et j\u2019ai donc lu ce rapport avec int\u00e9r\u00eat. […]<\/p>\n","protected":false},"author":2,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[10,39],"tags":[],"class_list":["post-790","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-energy-storage","category-quebec-canada"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/790","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/2"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=790"}],"version-history":[{"count":1,"href":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/790\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":791,"href":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/790\/revisions\/791"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=790"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=790"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/benoit.marcoux.ca\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=790"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}