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Le plus gros transformateur jamais utilisé dans l’histoire d’Hydro-Québec a parcouru la semaine dernière près de 100 km dans ce qui a été la plus complexe opération de transport hors norme jamais vue. Le passage dans Thetford Mines du mastodonte pesant près de 1 million de livres marque le moment le plus intense de la construction de la nouvelle ligne d’interconnexion Appalaches-Maine. Notre photojournaliste Martin Tremblay a passé la nuit sur le trajet de ce géant.

Résumé

La lente marche du mastodonte d’Hydro

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Hitachi est responsable, pour Hydro-Québec, du transport hors norme de ce transformateur de puissance.

Le plus gros transformateur jamais utilisé dans l’histoire d’Hydro-Québec a parcouru la semaine dernière près de 100 km dans ce qui a été la plus complexe opération de transport hors norme jamais vue. Le passage dans Thetford Mines du mastodonte pesant près de 1 million de livres marque le moment le plus intense de la construction de la nouvelle ligne d’interconnexion Appalaches-Maine. Notre photojournaliste Martin Tremblay a passé la nuit sur le trajet de ce géant.

Publié à 1h50 Mis à jour à 5h00

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Martin Tremblay
Martin Tremblay La Presse

(Thetford Mines) Le plus gros transformateur jamais utilisé dans l’histoire d’Hydro-Québec a parcouru la semaine dernière près de 100 km dans ce qui a été la plus complexe opération de transport hors norme jamais vue. Le passage dans Thetford Mines du mastodonte pesant près de 1 million de livres marque le moment le plus intense de la construction de la nouvelle ligne d’interconnexion Appalaches-Maine. Notre photojournaliste Martin Tremblay a passé la nuit sur le trajet de ce géant.

Hydro-Québec s’est engagée en 2018 dans un projet d’exportation massive d’électricité vers Boston : 9,5 térawattheures d’électricité à livrer à nos voisins américains chaque année pendant 20 ans.

La nouvelle autoroute énergétique de l’avenir

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Le contrat avec le Massachusetts assurera des revenus de centaines de millions de dollars annuellement au Québec. La nouvelle ligne Appalaches-Maine servira principalement à honorer ce contrat, mais sa construction survient dans un contexte où Hydro prévoit ne plus suffire à la demande dans les prochaines décennies.

Les nouveaux transformateurs de puissance construits par Hitachi à Varennes permettront la bidirectionnalité de la ligne de transport pour faire de l’exportation et de l’importation d’énergie. Ce qui aidera le Québec à combler une partie du déficit énergique dans les périodes de pointe, en important de l’électricité des États-Unis.

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Le fardier transportant le transformateur se déplace à environ 10 km/h en raison du poids de l’appareil. Il fait 9,4 mètres de long sur 5,2 mètres de haut et 4 mètres de large. Il pèse près de 320 tonnes, soit près de 1 million de livres.

La nouvelle ligne d’interconnexion permettra de réduire les GES en Nouvelle-Angleterre d’environ 3 millions de tonnes par année. C’est l’équivalent de retirer approximativement 700 000 véhicules de la route chaque année.

Lynn St-Laurent, porte-parole d’Hydro-Québec

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Claude Labossière, responsable de la logistique du transport hors norme pour l’entreprise Hitachi, explique la complexe opération aux nombreuses personnes venues assister au passage du transformateur sur la route 112 à Thetford Mines.

Les États de la Nouvelle-Angleterre et le Québec pourront faire équipe dans un partage des ressources dans une course à décarboner l’économie pour répondre à l’urgence climatique.

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Des pontons doivent être installés pour enjamber un pont sous la route. Le poids du transformateur est trop élevé pour qu’il puisse circuler sur les structures existantes.

Hydro-Québec a mandaté Hitachi pour la fabrication et le transport de quatre transformateurs géants. Les trois autres transformateurs devront emprunter le même trajet jusqu’au poste des Appalaches, dans le cadre du projet d’interconnexion Appalaches-Maine. Le deuxième transport est prévu à l’automne et les deux derniers au printemps 2025. L’installation de ces quatre nouveaux transformateurs de puissance convertira le courant alternatif de 735 kV en courant continu de 320 kV afin d’alimenter le Massachusetts en décembre 2025.

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Vincent Desjardins attend les directives du chef d’équipe pour le levage des pontons par une grue.

Après six nuits d’un difficile trajet sur route, le transformateur est arrivé à sa destination au poste d’Hydro-Québec de Saint-Adrien-d’Irlande dans la nuit de vendredi dernier. Précédemment, l’équipement avait quitté Varennes par train à la mi-juin jusqu’au port de Contrecœur pour ensuite poursuivre le trajet par bateau jusqu’à Bécancour. Un train avait acheminé le transformateur jusqu’à Val-Alain avant qu’il soit transporté sur un immense fardier.

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Résumé

Une filiale d’Hydro-Québec démarre son premier projet aux États-Unis

Par Frédéric Lacroix-Couture, La Presse Canadienne

20 août 2024 à 08h12

Une filiale d’Hydro-Québec, Stockage d’énergie Evlo, a annoncé la mise en service d’un premier projet de stockage d’énergie par batterie à grande échelle aux États-Unis. L'installation de 3 MW/12 MWh est située à Troy, dans l’état du Vermont.

Une filiale d’Hydro-Québec, Stockage d’énergie Evlo, a annoncé la mise en service d’un premier projet de stockage d’énergie par batterie à grande échelle aux États-Unis. L’installation de 3 MW/12 MWh est située à Troy, dans l’état du Vermont. (HO/La Presse Canadienne)

Une filiale d’Hydro-Québec spécialisée dans les systèmes de stockage d’énergie par batterie a mis en opération ce mois-ci son premier projet d’une longue série aux États-Unis.

Stockage d’énergie Evlo a inauguré la semaine dernière une installation de 3 MW/12 MWh à Troy, dans l’État du Vermont. L’investissement est estimé à environ 5 millions $.

Un système de stockage d’énergie par batterie (SSÉB) vise à emmagasiner l’énergie pendant les périodes de forte production pour une utilisation ultérieure lors des pointes de consommation.

Dans le cas du projet Troy, ce type d’équipement permettra aussi d’éviter le gaspillage d’énergie, selon la présidente-directrice générale d’Evlo, Sonia St-Arnaud.

«On voyait une capacité limitée sur les lignes de transport. Parfois, il y avait beaucoup d’énergies renouvelables, mais qui ne pouvaient pas être transportées sur le réseau électrique parce que c’était saturé. Donc, les énergies renouvelables étaient perdues», a-t-elle expliqué en entrevue.

Grâce à ce système, l’énergie non consommée par la clientèle locale pourra également être redistribuée à l’extérieur de la région, ajoute Mme St-Arnaud.

Evlo a signé un contrat de 20 ans avec les services publics d’électricité du Vermont. L’entreprise québécoise s’engage, dans le cadre de cette entente, à assurer la surveillance et la maintenance de l’installation.

Le site du Vermont comprend 16 unités qui ressemblent à des conteneurs. Ceux-ci renferment notamment des modules de batteries. À l’extérieur, se trouvent également des convertisseurs afin que l’énergie puisse être acheminée sur le réseau électrique.

Ce projet en sol américain représente une deuxième percée à l’international pour Evlo. En 2022, le fournisseur a mis en service une installation à Tonnerre, en France.

La filiale d’Hydro-Québec prévoit de développer d’autres projets aux États-Unis, qui est l’un des pays où la demande de systèmes de stockage est la plus importante, indique Mme St-Arnaud.

«Il y a d’autres contrats qui ont été signés dont il va y avoir des annonces sous peu», a-t-elle affirmé.

Le projet Troy doit d’ailleurs servir de vitrine pour le marché américain et démontrer les avantages du stockage d’énergie par batterie. En ce sens, des données seront fournies au Département américain de l’énergie et à Sandia National Laboratories.

«Ce sont deux organismes très crédibles aux États-Unis qui, au niveau des réseaux électriques, regardent ce qui est optimal et conseillent les partenaires qui voudraient des systèmes de stockage.»

— Sonia St-Arnaud, présidente-directrice générale d’Evlo

«Avec ce projet, nous espérons démontrer le rôle essentiel que peut avoir le stockage d’énergie par batterie, en nous permettant de fournir une électricité plus fiable et durable aux communautés que nous desservons», a déclaré la PDG de Vermont Electric Cooperative, Rebecca Towne, dans un communiqué.

Au total, Evlo compte une vingtaine de projets complétés ou en développement, principalement au Canada. Le fournisseur souhaite aussi poursuivre la conquête du marché européen.

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Le manque d’eau continue d’affecter gravement les profits d’Hydro-Québec, qui sont en baisse de 30 % pour les neuf premiers mois de l’année.

Le bénéfice net de la société d’État s’élève à 2,1 milliards pour les neuf premiers mois de l’année, en baisse de 861 millions par rapport à la même période l’an dernier. La principale raison de cette chute des profits est la baisse des exportations rendue nécessaire par la faible hydraulicité.

Les ventes d’électricité hors Québec sont en baisse du tiers par rapport à la même période l’an dernier et le manque à gagner atteint 777 millions pour Hydro-Québec. « Notre stratégie de gestion prudente des stocks énergétiques est la bonne dans un contexte de précipitations inférieures à la normale », a assuré Maxime Aucoin, le vice-président aux finances de la société d’État.

Les faibles précipitations affectent la société d’État pour une deuxième année consécutive. Au troisième trimestre de l’année en cours, le bénéfice net est en baisse de 19 millions par rapport à la même période l’an dernier. Hydro-Québec rapporte toutefois une hausse des revenus des exportations parce qu’elle a obtenu un prix moyen supérieur au prix du marché pour chaque kilowattheure exporté grâce à sa stratégie de couverture.

Depuis le début de l’année, le prix moyen du kilowatt obtenu par Hydro-Québec sur les marchés d’exportation est de 9,6 cents, comparativement à un prix moyen de marché de 6,4 cents.

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Hydro-Québec a lancé le 30 mai un plan énergétique visant à doter la province de parcs éoliens d’une capacité totale de 10 000 mégawatts d’ici 2035. Comme l’installation de chaque mégawatt nécessite généralement un investissement d’environ 3 millions de dollars (M$), il faudra globalement environ 30 milliards (G$) pour ériger ces parcs éoliens.

Jusqu’à récemment, les fabricants de composantes éoliennes et les entrepreneurs québécois en construction de parcs éoliens ne pouvaient compter sur cette prévisibilité et encore moins sur un volume. En 2022-2023, le Québec est sorti d’une période de six ans au cours de laquelle le développement de ces parcs a été réduit à presque rien.

«Là, on a la prévisibilité, avec un horizon de 2035, et on a du volume avec 10 000 MW de nouveaux projets. De plus, il y a 4000 MW de rééquipement à planifier pour les parcs éoliens existants, qui arrivent graduellement à leur échéance de renouvellement», souligne Frédéric Côté.

Il rappelle qu’en ajoutant certains projets privés, comme celui de la firme Rio Tinto, entre 15 000 et 16 000 MW d’électricité de source éolienne seront en développement ou en voie de modernisation au cours de la prochaine décennie au Québec.

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Résumé

Trump sème le chaos dans le marché de l’électricité

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PHOTO HUGO-SÉBASTIEN AUBERT, ARCHIVES LA PRESSE

L’électricité a toujours voyagé librement entre le Canada et les États-Unis, et la question de savoir comment d’éventuels tarifs seraient perçus se pose donc pour la première fois.

L’intention du président américain de taxer à hauteur de 10 % l’énergie exportée par le Canada sème le chaos dans le marché de l’électricité, qui n’a jamais connu de frontières ni de tarifs douaniers.

Publié à 6 h 00

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Hélène Baril
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Hélène Baril La Presse

](La Presse | Hélène Baril)

Le grossiste indépendant qui gère les transactions sur le réseau électrique de la Nouvelle-Angleterre s’inquiète de la façon dont les tarifs pourraient être mis en place, tandis que les consommateurs d’électricité craignent l’augmentation de leur facture d’électricité.

ISO New England a demandé à l’administration américaine de l’informer sur la responsabilité que l’organisation pourrait avoir advenant l’imposition de tarifs sur l’électricité produite au Canada et, inversement, si des contre-tarifs sont imposés sur l’exportation d’électricité vers le Canada.

L’électricité a toujours voyagé librement entre les deux pays, et la question de savoir comment d’éventuels tarifs seraient perçus se pose donc pour la première fois.

On est dans l’inédit. Les organisations impliquées dans le commerce de l’électricité doivent être en mode urgence.

Yvan Cliche, spécialiste du monde de l’énergie qui a déjà été à l’emploi d’Hydro-Québec

Tous les achats et ventes d’électricité sur le marché au jour le jour passent par l’Independent System Operator régional, ISO New England, l’organisation qui assure la sécurité d’approvisionnement au meilleur prix pour les six États de la Nouvelle-Angleterre.

Près de 10 % de toute l’électricité consommée dans cette région vient du Canada, surtout d’Hydro-Québec et, dans une moindre mesure, du Nouveau-Brunswick.

ISO New England affirme sur son site internet qu’il est impossible de savoir pour le moment quel serait l’impact des tarifs sur les approvisionnements et les prix de gros de l’électricité dans la région.

Hydro-Québec prudente

Chez Hydro-Québec, la prudence est aussi de mise. « C’est une situation que nous suivons très attentivement, et nous sommes à évaluer les divers risques associés à nos activités », a répondu une porte-parole de la société d’État aux questions de La Presse.

Si les prix d’Hydro-Québec devaient grimper de 10 % à cause des tarifs, l’électricité québécoise deviendrait moins compétitive sur le marché spot, qui fonctionne sur le mode d’enchères remportées par le producteur dont le prix est le plus bas.

Ce sont alors les centrales au gaz naturel, qui fournissent déjà 51 % de l’électricité de la Nouvelle-Angleterre, qui augmenteraient leur volume de ventes pour remplacer l’électricité du Québec.

Je vois mal comment Hydro-Québec pourrait faire de l’argent en ajoutant des tarifs, surtout que le prix du gaz naturel est très bas.

Yvan Cliche, spécialiste du monde de l’énergie qui a déjà été à l’emploi d’Hydro-Québec

Une baisse du volume de ventes d’Hydro-Québec est un scénario possible, mais pas certain, selon Normand Mousseau, directeur de l’Institut de l’énergie Trottier et professeur à l’Université de Montréal.

« Comme Hydro-Québec vend sur les marchés d’exportation seulement quand les prix sont élevés, ses ventes ne baisseront peut-être pas tant que ça, même avec un prix augmenté de 10 % », estime-t-il.

Selon lui, ce devrait probablement être à ISO New England de percevoir les droits de douane pour les facturer aux distributeurs américains, qui sont le client final, même si l’organisation n’a jamais eu une telle responsabilité.

Dans le cas des contrats à long terme conclus par Hydro-Québec avec le Massachusetts et New York, c’est plus simple, selon lui. « Il y a un fournisseur qui livre l’électricité et un client qui paie la facture », dit-il.

Il reste encore du temps avant que ces deux contrats soient en vigueur, mais leur coût pourrait être augmenté si des tarifs sont appliqués.

Ni Yvan Cliche ni Normand Mousseau ne croient que ces contrats de plusieurs milliards de dollars pourraient être renégociés, advenant le cas où des tarifs douaniers en feraient augmenter le prix. « Ce n’est pas la faute d’Hydro-Québec [si le prix augmente] », estime Normand Mousseau.

C’est aussi une question de sécurité d’approvisionnement pour les acheteurs, note Yvan Cliche. « Le Massachusetts, par exemple, se fie sur Hydro-Québec pour son approvisionnement à long terme depuis qu’il a signé ce contrat et il n’a pas planifié d’autres moyens de production d’électricité. »

Un choc tarifaire ?

Les consommateurs américains d’électricité, de leur côté, s’inquiètent déjà de l’augmentation de leur facture.

La gouverneure du Massachusetts, Maura Healey, a déjà prévenu les milieux d’affaires de son État de s’attendre à une augmentation importante du coût de l’électricité. Une partie de l’État du Maine dépend totalement du Nouveau-Brunswick pour son approvisionnement en électricité, et les consommateurs craignent aussi une augmentation de leur facture.

Au Vermont, ce sont deux filiales d’Énergir, Vermont Gas Systems et Green Mountain Power, qui fournissent en tout ou en partie le gaz et l’électricité consommés dans l’État.

Là encore, la situation est confuse.

« L’énergie ou les ressources énergétiques seront effectivement vraisemblablement soumises à des droits de douane de 10 %, indique la porte-parole d’Énergir Élaine Arsenault. Si c’était le cas, des nuances importantes quant à la provenance du gaz naturel des différents carrefours d’approvisionnement devront être communiquées. »

« En ce qui concerne l’électricité, aucune directive tarifaire n’a été publiée sur la façon dont elles peuvent s’appliquer ou sur la procédure à suivre pour imposer des droits de douane sur l’électricité transmise de part et d’autre de la frontière », a-t-elle souligné.

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À partir de 2026, Hydro-Québec doit livrer 10,4 térawattheures d’hydroélectricité à la ville de New York. C’est plus que ce que produit le complexe de La Romaine.

Le contrat a été conclu en 2021 avec l’État de New York, engagé à réduire ses émissions de gaz à effet de serre. En effet, l’État a adopté une loi selon laquelle 70 % de son électricité devra provenir d’énergies vertes d’ici 2030. L’objectif passe à 100 % pour 2040.

Pour acheminer l’hydroélectricité chez le voisin du Sud, Hydro-Québec et son partenaire américain, Transmission Developers Inc., s’affairent à construire une ligne de transport de 1250 mégawatts. Elle partira du poste Hertel, dans la municipalité de La Prairie. Elle s’étirera sur 58 kilomètres au Québec et sur 545 kilomètres du côté américain avant d’aboutir au poste Astoria, à quelques kilomètres de Queensbridge et de la centrale de Ravenswood.

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Construire un câble électrique sous l’Atlantique pour vendre l’électricité du Québec en Europe, et en acheter de nos alliés européens en cas de besoin… Voilà le projet un peu fou du Franco-Britannique Laurent Segalen, banquier et investisseur spécialiste des énergies propres. Hydro-Québec admet n’avoir jamais étudié cette idée. Malgré cela, le projet baptisé NATO-L doit-il être pris au sérieux ? Voici cinq points pour y voir plus clair.

Connecter le Canada au Royaume-Uni

Pour Laurent Segalen, l’éveil brutal est venu en septembre 2022. Ce mois-là, les gazoducs Nord Stream sont sabotés en mer Baltique. Depuis l’invasion russe en Ukraine, l’Europe remet en question sa dépendance au gaz russe.

Or, de l’autre côté de l’Atlantique, un allié indéfectible produit une énergie propre en grande quantité : le Canada. Serait-il possible de bâtir un câble électrique sous l’océan Atlantique ?

« L’industrie bouge et les gens n’ont plus peur de distances de plus en plus longues. Alors ça s’est cristallisé dans ma tête et avec mes associés, on s’est dit : pourquoi pas ? », raconte M. Segalen, cofondateur de North Atlantic Transmission One Link (NATO-L).

Une logique commerciale ?

Se détourner des États-Unis

Hydro-Québec n’a pas étudié cette technologie

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Enfin une bonne nouvelle :+1:

Résumé

Les exportations d’Hydro-Québec échappent aux droits de douane

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PHOTO EDOUARD PLANTE-FRÉCHETTE, ARCHIVES LA PRESSE

La centrale hydroélectrique Bernard-Landry, dans Eeyou Istchee

Des droits de douane de 10 % ont été imposés par le président Trump sur les exportations d’énergie du Canada vers les États-Unis, mais les exportations d’électricité d’Hydro-Québec y échappent.

Publié à 7 h 00

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Hélène Baril
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Hélène Baril La Presse

](La Presse | Hélène Baril)

C’est ce qu’a indiqué le vice-président et chef de la direction financière de la société d’État, Maxime Aucoin, lors de la publication des résultats d’Hydro-Québec pour le premier trimestre de l’année.

Aucun droit de douane n’est encore appliqué sur l’électricité importée par les consommateurs américains de New York et de la Nouvelle-Angleterre, selon Hydro-Québec. L’administration américaine a annoncé des droits de douane de 25 % sur les importations d’énergie en provenance du Canada, et les a ensuite réduits à 10 %.

L’annonce de droits de douane sur le pétrole et l’électricité en provenance du Canada avait semé le chaos sur le marché de l’électricité, qui n’avait jamais été frappé de droits auparavant.

Les opérateurs américains du marché de l’électricité, ISO New England et ISO New York, qui gèrent l’offre et la demande d’électrons, avaient réclamé en urgence des directives à ce sujet à la Federal Energy Regulatory Commission (FERC). La réglementation existante ne leur permettant pas de collecter des droits de douane auprès des importateurs, ces opérateurs de marché qui sont des organismes à but non lucratif craignaient la faillite.

La FERC leur a accordé le droit temporaire de collecter les droits de douane et de les répartir parmi les acheteurs américains qui achètent de l’électricité en provenance du Canada, ce qui semble ne pas avoir été nécessaire jusqu’à maintenant, mais qui pourrait être utilisé éventuellement.

Profits en hausse de 30 %

Les exportations d’Hydro-Québec sur le marché américain ont été très rentables au cours des trois premiers mois de l’année, a indiqué hier le vice-président de la société d’État.

La société d’État rapporte un bénéfice net de 2,1 milliards pour les mois de janvier, février et mars, généralement son trimestre le plus rentable de l’année. C’est une augmentation de 480 millions ou 30 % par rapport à la même période en 2024.

Le temps froid a fait augmenter les ventes d’électricité au Québec, mais aussi dans les marchés d’exportation en Nouvelle-Angleterre. Les températures moyennes ont été de 3 degrés inférieurs à celles de l’hiver précédent.

Toujours aux prises avec de faibles apports d’eau dans ses réservoirs, Hydro-Québec a continué de limiter ses exportations sur les marchés américains, mais elle a obtenu un meilleur prix là aussi en raison du froid qui a sévi. Le prix moyen du kilowattheure exporté a été de 16,2 cents, comparativement à 10,6 cents pour la même période l’an dernier.

Selon M. Aucoin, les précipitations ont été plus abondantes que la normale dans le nord du Québec, mais il est encore trop tôt dans l’année pour savoir si le cycle actuel de faible hydraulicité est terminé.

Les ventes au Québec ont généré des revenus supplémentaires de 509 millions, en raison des températures plus froides, mais aussi de l’augmentation des tarifs de 3 % en avril 2024, qui a haussé la facture des consommateurs québécois de 157 millions.

Hydro-Québec a toutefois dû augmenter ses achats d’électricité pour répondre à la demande accrue de l’hiver plus froid, à un coût supérieur de 283 millions à celui de l’an dernier.

Ces achats ont coûté 6,6 cents le kilowattheure à Hydro-Québec, un prix inférieur à celui qu’elle obtient sur les marchés d’exportation. « Au net, ça demeure très rentable », a soutenu le vice-président.

Au cours du premier trimestre, Hydro-Québec a investi 1,4 milliard en développement et en maintenance de ses installations. C’est une augmentation de 26 % par rapport à la même période l’an dernier qui s’explique notamment par la construction des nouvelles lignes de transport vers Boston et New York.

Quant aux négociations avec Terre-Neuve sur le renouvellement du contrat de Churchill Falls et la construction de nouvelles installations de production, il y a des « avancées très positives », a indiqué Maxime Aucoin.

Selon la société d’État, la réduction de la cote de crédit du gouvernement du Québec a eu un « impact très limité » sur son programme d’emprunt. Au premier trimestre, Hydro-Québec a émis pour 1,7 milliard de titres de dette sur le marché canadien.

« Ça s’est extrêmement bien passé, a dit Maxime Aucoin. Il y a une forte demande pour nos obligations. »

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Exportation d’électricité vers les États-Unis Hydro-Québec paiera 1 milliard de plus que prévu

La facture pour exporter l’électricité du Québec aux États-Unis bondit. Hydro-Québec devra payer 1 milliard de plus que prévu pour acheminer son énergie au sud de nos frontières, une hausse de 50 % comparativement au budget initial, a constaté La Presse. Les dépassements de coûts de grands chantiers de la société d’État laissent présager une transition énergétique plus onéreuse qu’on l’anticipait, selon des experts.

Publié à 5 h 00

Ulysse Bergeron Équipe d’enquête, La Presse

Pour respecter deux importants contrats d’approvisionnement signés avec les États-Unis, Hydro-Québec a lancé plusieurs chantiers dans les dernières années. Ces projets permettront à la société d’État d’exporter annuellement 20 térawattheures (TWh) d’électricité propre vers la ville de New York et la Nouvelle-Angleterre.

Or, la facture se révèle beaucoup plus salée que prévu, a constaté La Presse. Les coûts de construction des postes Hertel et des Appalaches – nécessaires pour exporter vers les États-Unis – ainsi que des lignes de transport d’électricité devraient atteindre 2,9 milliards, selon les prévisions d’Hydro-Québec déposées à la Régie de l’énergie (REQ).

Il s’agit là d’un dépassement anticipé de 934 millions par rapport au budget de 1,9 milliard initialement autorisé par la REQ.

Qu’est-ce qui explique cette hausse de 50 % ? Le prix des convertisseurs a presque doublé en quatre ans, passant d’environ 250 millions pour atteindre autour de 500 millions. Le prix de l’acier de ligne pour les pylônes a pour sa part grimpé de 48 %, celui des transformateurs de grande puissance, de 68 %, et celui des câbles haute tension, de 78 %.

« Il y a eu une augmentation notable en lien avec ce type de matériel dans les dernières années, à l’échelle mondiale », dit Mathieu Bolullo, directeur principal des projets de transport chez Hydro-Québec.

À cela s’ajoutent les retards découlant du référendum tenu dans le Maine sur le projet et la hausse du prix des câbles sous-marins nécessaires à l’interconnexion vers New York, qui passent sous le lac Champlain. Leur coût a considérablement augmenté à cause de la forte demande pour des projets éoliens en mer.

Hausse moyenne de 15 %

Ces deux chantiers ne sont pas les seuls pour lesquels Hydro-Québec anticipe des dépassements. Pour construire le poste des Irlandais, à Montréal, et pour rénover celui de Duvernay, à Laval, la facture sera respectivement 73 % et 95 % plus salée que prévu, selon les estimations d’Hydro-Québec.

Des 30 projets que chapeaute actuellement la division Transport d’Hydro-Québec, 16 coûteront plus que prévu, avec un dépassement moyen de 15 % pour chaque chantier. « Depuis la pandémie, le coût des matériaux et de la main-d’œuvre a considérablement augmenté », explique Mathieu Bolullo.

Les grands projets énergétiques aux quatre coins du monde doivent jongler avec cette réalité, ajoute M. Bolullo, assurant qu’Hydro-Québec aurait plutôt bien tiré son épingle du jeu.

N’empêche, les estimations des projets par la société d’État font réagir. Dans une récente décision, la Régie de l’énergie s’est montrée inquiète d’une hausse de 144 % des estimations pour un nouveau poste à Sainte-Julienne, dans Lanaudière. Le coût estimé du projet est passé de 180 millions en phase de planification – lorsque la société d’État compare des scénarios – à un budget finalement autorisé de 385 millions.

« La Régie s’interroge sur les moyens dont dispose Hydro-Québec pour adresser la pression inflationniste et les tensions dans le marché de la main-d’œuvre » alors qu’elle « s’engage dans un vaste plan de croissance », lit-on dans cette décision.

Hydro-Québec s’est en effet engagée à injecter près de 200 milliards au cours des 10 prochaines années pour entretenir ses infrastructures et adapter son réseau pour répondre à la demande qui grandit.

« Réel enjeu » en vue

« C’est préoccupant », laisse tomber Pierre-Olivier Pineau, titulaire de la Chaire de gestion du secteur de l’énergie à HEC Montréal. Il précise toutefois qu’Hydro-Québec n’est pas « nécessairement à blâmer ».

La planification de grands projets d’infrastructures est actuellement périlleuse, note-t-il.

Peut-être que des gens ont mal fait leur travail, mais c’est vrai qu’aujourd’hui, tous les équipementiers et les fournisseurs font face à une multiplication des projets d’infrastructure. En plus, il y a une énorme incertitude à l’échelle internationale, avec les tarifs et le coût de l’acier qui sont très élevés.

Pierre-Olivier Pineau, titulaire de la Chaire de gestion du secteur de l’énergie
à HEC Montréal

« Le risque que la transition coûte plus cher que prévu est réel. Comme dirait un juriste : il y a un doute plus que raisonnable », estime Sylvain Audette, professeur à HEC Montréal et membre associé à la Chaire de recherche en gestion du secteur de l’énergie.

Qui va payer les dépassements de coûts de la transition énergétique ? « Présentement, on épargne les clients résidentiels », rappelle le spécialiste. Le gouvernement du Québec a décidé de plafonner les augmentations des tarifs résidentiels à 3 %. Résultat : la facture est refilée aux clients institutionnels, commerciaux et industriels d’Hydro-Québec. « Et ça, dans une quinzaine d’années, ça va être un réel enjeu », lance-t-il.

Son de cloche similaire de la part de Pierre-Olivier Pineau, qui souligne que c’est « un grand risque et une erreur fondamentale » de faire payer le surcoût des projets liés à la transition énergétique à certains clients pour en épargner d’autres.

Ce sont les surconsommateurs qui doivent payer plus, et ce, peu importe leur catégorie, selon lui. « Sinon, on se prépare à de gros problèmes parce que ces projets ont de bonnes chances de déraper. On est juste au début ; on a à peine commencé [la transition énergétique]. »

Interconnexion Hertel‑New York

  • Budget autorisé : 1,1 milliard
  • Coût anticipé : 1,9 milliard
  • Mise en service : mai 2026

Hydro-Québec doit envoyer annuellement 10,4 TWh à la ville de New York. Pour y arriver, il faut construire au Québec une ligne souterraine de 56 km, en plus d’une ligne sous-marine 1,6 km dans la portion québécoise du lac Champlain. Cette ligne à courant continu, d’une tension de 400 kV, reliera le poste Hertel, à La Prairie, à un point d’interconnexion dans la rivière Richelieu. Un convertisseur doit être installé au poste Hertel pour convertir le courant alternatif du réseau d’Hydro‑Québec en courant continu pour alimenter la nouvelle interconnexion.

Interconnexion des Appalaches-Maine

  • Budget autorisé : 823 millions
  • Coût anticipé : 1,2 milliard
  • Mise en service : décembre 2025

Pour être en mesure d’exporter vers la Nouvelle-Angleterre, aux États-Unis, Hydro-Québec doit construire une ligne de transport d’environ 100 km qui relie le réseau québécois à celui du Maine. Celle-ci doit partir du poste des Appalaches, à Saint‑Adrien‑d’Irlande, dans la région de Chaudière‑Appalaches, où un convertisseur modifiera le courant alternatif en courant continu. Elle se raccordera à la ligne de transport New England Clean Energy Connect au sud de nos frontières.

https://www.lapresse.ca/affaires/entreprises/2025-11-04/exportation-d-electricite-vers-les-etats-unis/hydro-quebec-paiera-1-milliard-de-plus-que-prevu.php