130 M$ en 2024 pour l’élagage et la coupe d’arbres :
- abattage de 75 000 abres
Texte complet : Hydro-Québec part en mission pour réduire les pannes
Hydro-Québec part en mission pour réduire les pannes
PHOTO JOSIE DESMARAIS, ARCHIVES LA PRESSE
Des investissements de 130 millions sont prévus en 2024 seulement pour l’élagage et la coupe d’arbres. Car 40 % des pannes sont attribuables à la végétation, indique Hydro-Québec.
Abattage de 75 000 arbres. Remplacements de plus de 28 000 poteaux de bois. Installation de 500 poteaux en composite à certains endroits stratégiques. Enfouissement léger de 12 kilomètres de ligne. Hydro-Québec a détaillé mardi matin sa stratégie afin de réduire de 1 % le nombre de pannes dans la prochaine année et de 30 % le taux de pannes causées par la végétation d’ici 2028.
Publié à 13h47
**ARIANE LACOURSIÈRE
Équipe d’enquête, La Presse
Lors de la présentation de son Plan d’action 2035 en novembre, le PDG d’Hydro-Québec, Michael Sabia, avait annoncé que l’amélioration de la qualité du service serait la première priorité de son organisation. « Malheureusement les phénomènes météorologiques extrêmes que le Québec a connus à travers les dernières années comme les tempêtes de vent, les épisodes de verglas, les incendies de forêt de l’été dernier ont provoqué des pannes d’électricité plus fréquentes et plus longues », reconnaît Claudine Bouchard, vice-présidente exécutive et chef de l’exploitation des infrastructures chez Hydro-Québec. Mme Bouchard souligne que l’année 2023 compte « parmi les 15 pires années en ce qui concerne les pannes électriques » dans la province.
En décembre, la région de Sutton en Estrie avait été particulièrement touchée par des pannes. La région de Wakefield en Outaouais a aussi subi plusieurs interruptions de courant en 2023, a mentionné Mme Bouchard.
Mieux contrôler la végétation
Pour renverser la vapeur, Hydro-Québec vise une « combinaison d’actions ». Des investissements de 130 millions sont prévus en 2024 seulement pour l’élagage et la coupe d’arbres. Car 40 % des pannes sont attribuables à la végétation, indique Mme Bouchard. En intensifiant ses travaux de maîtrise de la végétation, Hydro-Québec prévoit diminuer le taux de pannes aux 100 km de 30 % d’ici 2028.
Dernièrement dans La Presse, un groupe de chercheurs en architectures des arbres avaient remis en question les techniques utilisées par Hydro-Québec pour contrôler la végétation autour de son réseau.
Questionnée sur le sujet, Mme Bouchard mentionne travailler avec la Chaire de l’UQAM sur les arbres architecturaux. Et que les études menées par cette Chaire montrent qu’Hydro-Québec « a parmi les meilleures pratiques en termes d’élagage ».
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Claudine Bouchard, vice-présidente exécutive et chef de l’exploitation des infrastructures chez Hydro-Québec
Directeur Activité végétation et contrat externe chez Hydro-Québec, Étienne Langdeau reconnaît que « le meilleur élagage est celui qui ne se fait pas ». Mais assure que l’élagage « n’atteint pas l’intégrité de l’arbre » et « ne le rend pas plus fragile ». « Si on regarde le verglas à Montréal, autant dans les grands parcs que les arbres de rues et que les arbres sur lesquels on était intervenus, il y avait la même proportion de branches qui ont cassé. On ne peut pas dire que l’arbre qui a été élagué par Hydro-Québec a été plus fragile », dit-il.
De nouveaux outils
Dans les prochains mois, Hydro-Québec prévoit inspecter plus de 17 000 km de lignes électriques, de même que 200 000 poteaux et 10 000 structures et équipements, comme des transformateurs.
Hydro-Québec prévoit installer 500 poteaux en composite, plus résistant, dans certains secteurs stratégiques du territoire. Un poteau en composite a une durée de vie de 100 ans comparativement à 60 ans pour un poteau de bois.
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Hydro-Québec prévoit installer 500 poteaux en composite, plus résistant, dans certains secteurs stratégiques du territoire.
Des lignes seront aussi enfouies selon une technique « d’enfouissement léger ». Mais on parle de seulement 7 km pour 2024. Des fils « recouverts » et donc plus résistants aux chocs seront aussi testés par Hydro-Québec sur 12,5 km du réseau.
Questionnée sur le faible nombre de kilomètres visés par ces deux initiatives, Mme Bouchard explique qu’Hydro-Québec veut d’abord « voir les résultats ». Notamment la capacité d’absorption du fil recouvert « avant de le déployer plus ». Mme Bouchard explique aussi que le fil recouvert est notamment « plus lourd » qu’un fil conventionnel et que les installations environnantes doivent être préparées en conséquence. Concernant l’enfouissement des fils, la directrice principale, opérations, maintenance et réseau de distribution, Maryse Dalpé, affirme qu’on « va en introduire beaucoup plus de kilomètres dans les années qui vont suivre ». « Oui, ça paraît comme pas beaucoup, mais on est dans une stratégie d’accélération du déploiement de cette technologie », ajoute Mme Bouchard.
PHOTO PATRICK SANFAÇON, LA PRESSE
Des fils « recouverts » et donc plus résistants aux chocs seront aussi testés par Hydro-Québec sur 12,5 km du réseau.
Hydro-Québec compte aussi tester des pôles mobiles de recharge de véhicule pour que les voitures électriques puissent se recharger en cas de pannes. Et des batteries de secours permettant de maintenir les frigos, les pompes à eau et l’internet en marche durant une panne électrique seront déployées dans certaines régions « plus fragiles ».
Finalement, Hydro-Québec veut améliorer sa communication avec ses clients en cas de panne. Le site Info-Panne sera modernisé afin de mieux expliquer aux clients l’évolution des travaux en cas de panne. « On veut fournir des délais. En cas d’évènement majeur. Pour indiquer à nos clients à quel endroit nous sommes et à quel moment on pense rétablir », explique Mme Dalpé.
L’industrie de l’énergie solaire aura ses premiers appels d’offres d’Hydro-Québec qui lui seront exclusivement dédiés. Le gouvernement du Québec veut réserver un bloc d’électricité de 300 mégawatts (MW) pour cette filière.
La hausse annuelle des tarifs d’électricité entre en vigueur lundi au Québec
PHOTO ALAIN ROBERGE, LA PRESSE
En février 2023, l’Assemblée nationale a adopté le projet de loi 2, qui a permis de plafonner le taux d’indexation des prix des tarifs domestiques de distribution d’Hydro-Québec à 3 %.
(Montréal) La hausse annuelle des tarifs d’électricité, plafonnée à 3 % dans le résidentiel, est entrée en vigueur lundi au Québec.
Publié à 6h35
La Presse Canadienne
Selon Hydro-Québec, cette indexation annuelle fait en sorte que la facture mensuelle d’électricité augmentera de 2,35 $ pour un logement de cinq pièces et demie, de 4,39 $ pour une maison de 111 mètres carrés, de 5,82 $ pour une maison de 158 mètres carrés et de 7,17 $ pour une grande maison de 207 mètres carrés.
En février 2023, l’Assemblée nationale a adopté le projet de loi 2, qui a permis de plafonner le taux d’indexation des prix des tarifs domestiques de distribution d’Hydro-Québec à 3 %.
Les tarifs de la clientèle d’affaires augmentent quant à eux de 5,1 %. Cette hausse correspond à la variation de l’Indice des prix à la consommation au Québec entre le 30 septembre 2022 et le 30 septembre 2023, a précisé la société d’État.
Cet ajustement s’applique à tous les tarifs d’affaires, sauf le tarif industriel de grande puissance, qui augmente plutôt de 3,3 %.
Une autre raison de vouloir pousser pour plus d’enfouissement…
https://www.journaldemontreal.com/2024/04/04/les-pannes-dhydro-quebec-sont-honteuses
Les chroniqueux du Journal de Montréal, les mêmes qui vont ensuite déchirer leurs chemises sur les coûts astronomiques pour l’enfouissement des fils !
Yasmine peut bien parler d’un petit 15cm, en omettant le fait qu’il s’agit de neige collante, humide, crissement plus lourde qu’un 15cm par -20°C !! Un 15cm qui colle dans les arbres et les cassent.
Avec sa petite conclusion sur les dangers d’un monopole d’état qui nous tient en otage ! Du grand journalisme comme j’en ai rarement vu !! Aucunement biaisé vers la conclusion !
4 articles
La Presse sur la Basse-Côte-Nord Grande séduction chez les Innus
Devant l’appétit énergétique du Québec, le gouvernement Legault fait la grande séduction aux Premières Nations. La Presse a accompagné un contingent de ministres en Basse-Côte-Nord où la rivière du Petit Mécatina est dans le viseur d’Hydro-Québec. Même s’il rêve de nouveaux barrages, François Legault aura fort à faire pour obtenir la bénédiction des Innus.
Publié à 5h00
Résumé
La Presse sur la Basse-Côte-Nord « On vous veut comme partenaire »
PHOTO JOSIE DESMARAIS, LA PRESSE
Une tempête force la fermeture des écoles. L’hiver n’a manifestement pas dit son dernier mot en mars à Unamen Shipu.
(Unamen Shipu) Le vent se lève à Unamen Shipu. La neige, elle, tombe depuis la nuit. Une forte tempête doit frapper la communauté innue de la Basse-Côte-Nord en cette froide journée de mars.
Publié à 5h00
textes : Fanny Lévesque La Presse
photos : Josie Desmarais La Presse
Ici, à plus de 1300 kilomètres à l’est de Montréal, l’hiver n’a pas dit son dernier mot.
Trois camionnettes se garent devant le motel Madame Ruby. Même si le village de 1200 âmes n’est relié à aucune route, ses artères grouillent de VUS qui s’entremêlent aux motoneiges et aux quatre-roues.
Le transport est arrivé. Le ministre Pierre Fitzgibbon (Économie, Innovation et Énergie), vêtu d’un manteau sport bleu en duvet, enfile sa tuque et rejoint à l’extérieur ses collègues Ian Lafrenière (Premières Nations et Inuit) et Kateri Champagne Jourdain (Emploi).
Les trois ministres s’installent sans hésiter dans « la boîte de pick-up » d’un Dodge Ram rouge, sous le regard résigné de leur garde du corps.
Le convoi roule à basse vitesse. Les rues enneigées et désertes offrent aux chiens errants un vaste terrain de jeu. Direction : le conseil de bande, où une rencontre est prévue avec le chef Raymond Bellefleur.
PHOTO JOSIE DESMARAIS, LA PRESSE
Un chien errant en pleine tempête dans les rues d’Unamen Shipu
« C’est normal s’il y a des bouts où ça ne parle pas. » Le ministre responsable des Premières Nations et des Inuit souffle un conseil à son collège à l’Économie, à l’Innovation et à l’Énergie. « On a tendance à remplir le vide, il ne faut pas faire ça, c’est qu’ils réfléchissent », poursuit-il.
Le contingent de ministres du gouvernement a mis le cap sur la Basse-Côte-Nord pour visiter les communautés innues d’Unamen Shipu et de Pakua Shipi – encore plus à l’est.
Leur visite n’a rien d’anodin : Hydro-Québec est à la croisée des chemins et doit doubler sa production énergétique d’ici 2050. Cela signifie ajouter 200 térawattheures d’énergie, dont 60 térawattheures d’ici 2035. C’est l’équivalent de construire sept fois et demie le mégacomplexe de la Romaine d’ici 11 ans.
PHOTO JOSIE DESMARAIS, LA PRESSE
Les ministres Pierre Fitzgibbon, Ian Lafrenière et Kateri Champagne Jourdain rencontrent le chef Raymond Bellefleur (au centre).
Pour reprendre les mots du grand patron d’Hydro-Québec : « Ce n’est pas le temps pour des demi-mesures. »
L’appétit énergétique pour soutenir la croissance économique et décarboner le Québec est tel que la société d’État a ressorti du tiroir où elle dormait depuis 20 ans l’idée d’un projet hydroélectrique sur la rivière du Petit Mécatina, en Basse-Côte-Nord.
La rivière coule sur les terres ancestrales des communautés d’Unamen Shipu et de Pakua Shipi.
L’annonce de la reprise des études, en avril 2023, a provoqué une levée de boucliers. Les maires de la Basse-Côte-Nord n’en veulent pas tant que la route 138 ne sera pas prolongée (voir autre texte). Les Innus ont exprimé à plus d’une reprise leur opposition.
PHOTO JOSIE DESMARAIS, LA PRESSE
Le chef Raymond Bellefleur
Le chef Raymond Bellefleur s’est indigné quand les équipes d’Hydro n’ont fait que survoler le territoire de la communauté.
Pas comme dans les années 1950
« [Doubler la production], ça ne peut pas arriver aujourd’hui de la même façon que c’est arrivé dans les années 50 », admet Pierre Fitzgibbon. Le ministre rêve par ailleurs de voir pousser rapidement des éoliennes en terres innues. « C’est maintenant », lance-t-il.
La vision du superministre du gouvernement Legault est claire : les communautés autochtones et les MRC devront être « des actionnaires » des projets pour « faciliter l’acceptabilité sociale ».
« Sinon, on affronte un vent de face », lâche-t-il.
PHOTO JOSIE DESMARAIS, LA PRESSE
Les ministres Ian Lafrenière, Kateri Champagne Jourdain et Pierre Fitzgibbon rencontrent les représentants de la MRC du Golfe-du-Saint-Laurent.
Pierre Fitzgibbon doit déposer au cours des prochaines semaines un projet de loi qui vise notamment à accélérer le développement de parcs éoliens pour répondre aux besoins énergétiques.
Il serait question d’alléger des processus d’appel d’offres de la société d’État pour l’éolien, par exemple. « Il faut aller plus vite au niveau administratif pour permettre de faire des transactions avec les communautés », explique le ministre.
Hydro-Québec veut intégrer plus de 10 000 mégawatts (MW) de nouvelles capacités éoliennes d’ici 2035. Ces ajouts représentent plus de 30 milliards de dollars d’investissements privés et publics.
Ici, ça va être clairement l’éolien et le returbinage [NDLR : remplacer les turbines de centrales existantes pour en augmenter la puissance] de centrales existantes. Mais ça, ce sont de nouveaux projets. Quand tu parles aux communautés, tu n’arrives pas en disant : on change les turbines. Ç’a des effets importants sur l’environnement. Pour ce faire, on n’aura pas le choix qu’elles soient partenaires.
Le ministre Pierre Fitzgibbon
Le ministre parle même d’une « nouvelle approche de détention des actifs énergétiques » où Hydro-Québec demeurerait le principal actionnaire.
« Les gens qui reçoivent des redevances, ça ne marche pas parce qu’ils ne se sentent pas aussi impliqués », poursuit le ministre.
« Si les communautés n’ont pas d’argent, je pense qu’on doit être prêt à leur en prêter. Pas leur en donner, leur en prêter parce qu’un jour, ils vont avoir des ressources qui vont leur revenir. Je pense que c’est un peu pour ça que Ian [Lafrenière] aime ça m’amener avec lui. »
PHOTO JOSIE DESMARAIS, LA PRESSE
De nouvelles installations d’Hydro-Québec à Unamen Shipu. La société d’État veut intégrer plus de 10 000 mégawatts (MW) de nouvelles capacités éoliennes d’ici 2035. Ces ajouts représentent plus de 30 milliards de dollars d’investissements privés et publics.
Dans son plan d’action vers 2035, Hydro-Québec s’engage à « faciliter l’acquisition, par les communautés autochtones, de participations directes dans les infrastructures qui seront déployées sur le territoire ancestral ».
Ces participations pourraient faire l’objet d’un soutien financier de la société d’État ou d’autres sources de financement privées ou gouvernementales, écrit-on.
« Je suis pas mal plus intéressé comme ministre de l’Énergie par un projet qui se fait avec des partenaires pour séparer les profits […] Michael Sabia partage cette vision », assure M. Fitzgibbon.
C’est la deuxième fois en un an que le poids lourd de l’équipe caquiste foule le territoire d’Unamen Shipu.
En novembre, c’était au tour de M. Sabia de s’y rendre. Il a notamment remis aux Innus une lettre d’excuses de la part de la société d’État pour les torts du passé.
PHOTO JOSIE DESMARAIS, ARCHIVES LA PRESSE
Le président-directeur général d’Hydro-Québec, Michael Sabia, lors de l’inauguration du complexe hydroélectrique de la Romaine 1, l’automne dernier.
Une entente de « réconciliation économique » pour compenser les Innus pour l’aménagement en 1995 de la centrale hydroélectrique du Lac-Robertson, à Gros-Mécatina, est à portée de main, a-t-on appris. Le Conseil des ministres pourrait donner son feu vert dès ce printemps.
Un accord similaire est également négocié avec Pakua shipi, mais le projet de règlement est beaucoup moins avancé.
Or, les Innus de la Basse-Côte-Nord font de ces ententes un préalable non négociable à toute discussion pour le développement énergétique sur leur territoire.
Québec, Hydro-Québec et les Innus de Pessamit (près de Baie-Comeau) ont conclu en février une entente-cadre, premier pas vers un partenariat de développement énergétique.
Lisez l’article de La Presse : « Premier rapprochement entre Québec et Pessamit »
3 nouvelles lignes de transport totalisant 5000 km
Selon trois sources, une ligne à très haute tension sera ajoutée depuis la baie James, pour renforcer le corridor de transport d’électricité vers la région de Montréal. Il y en aura une autre, sur le même principe, pour ajouter de la capacité entre la Côte-Nord et le sud du Québec.
Toujours selon nos informations, le troisième grand projet de 735 kV connectera les parcs éoliens actuels et futurs du Bas-Saint-Laurent et de la Gaspésie. Jusqu’à la Vallée de la Matapédia a récemment expliqué le vice-président d’Hydro-Québec Dave Rhéaume à des promoteurs de l’énergie renouvelable.
À RDI
Transport au Québec : 3 nouvelles « autoroutes » d’électricité | D’abord l’info
Le paysage du Québec pourrait changer au cours de la prochaine décennie. De nouvelles « autoroutes » d’électricité pourraient être construites de la Gaspésie, de la Côte-Nord et de la Baie James vers le sud du Québec. Un projet qui ajoutera 5000 km de lignes à haute tension et qui coûtera jusqu’à 50 milliards de dollars. Vous pouvez lire les détails obtenus par Thomas Gerbet sur l’application RC Info. Caroline Lacroix les résume à D’abord l’info.
L’investissement de 4 milliards proposé par TES Canada pour produire de l’hydrogène vert et du gaz synthétique en Mauricie sera du gaspillage d’énergie et il aura besoin de subventions pour être viable, selon des chercheurs qui ont analysé le projet.
Résumé
Production d’hydrogène vert Le projet de TES Canada durement critiqué
PHOTO OLIVIER PONTBRIAND, ARCHIVES LA PRESSE
TES Canada utilisera 150 mégawatts d’électricité fournie par Hydro-Québec au bas tarif industriel, et construira un parc solaire de 200 mégawatts et un parc éolien de 800 mégawatts pour alimenter sa production d’hydrogène et de gaz synthétique.
L’investissement de 4 milliards proposé par TES Canada pour produire de l’hydrogène vert et du gaz synthétique en Mauricie sera du gaspillage d’énergie et il aura besoin de subventions pour être viable, selon des chercheurs qui ont analysé le projet.
Publié à 1h31 Mis à jour à 7h00
TES Canada veut produire à Shawinigan 70 000 tonnes par année d’hydrogène vert, dont les deux tiers seraient injectés sous forme de gaz synthétique dans le réseau d’Énergir pour alimenter l’industrie lourde, et le reste, soit 30 000 tonnes, serait destiné à faire rouler 2000 camions lourds sur les routes du Québec.
À partir des informations rendues disponibles par ses promoteurs, les chercheurs Johanne Whitmore, de la Chaire de gestion du secteur de l’énergie à HEC Montréal, et Paul Martin, ingénieur chimiste et cofondateur de Hydrogen Science Coalition, ont fait des calculs.
Ils arrivent à la conclusion que le projet est une aberration sur le plan énergétique et un non-sens économique.
TES Canada utilisera 150 mégawatts d’électricité fournie par Hydro-Québec au bas tarif industriel, et construira un parc solaire de 200 mégawatts et un parc éolien de 800 mégawatts pour alimenter sa production d’hydrogène et de gaz synthétique.
La conversion de l’électricité en hydrogène, de l’hydrogène en gaz synthétique avec l’ajout de CO2, et enfin du gaz synthétique à la chaleur requise dans les fours et les chaudières industrielles occasionnera des pertes d’énergie estimées de 62 % à 73 % par rapport à l’utilisation directe de l’électricité par l’industrie, ont calculé les chercheurs.
C’est du gaspillage d’énergie au moment où elle se fait plus rare au Québec et où on doit mieux consommer.
Johanne Whitmore, chercheuse de la Chaire de gestion du secteur de l’énergie à HEC Montréal
Mme Whitmore se demande pourquoi ce projet a pu obtenir 150 mégawatts d’Hydro-Québec alors que cette énergie pourrait être utilisée beaucoup plus efficacement.
Le projet est aussi un non-sens sur le plan économique, selon son analyse, en raison du coût élevé de l’énergie qui sera produite. Le gigajoule d’énergie produit en Mauricie coûtera plus que dix fois plus cher que le gaz naturel conventionnel et presque quatre fois plus cher que le gaz naturel renouvelable.
Cette estimation rejoint celle d’une étude d’Énergir, qui a déjà évalué le coût de production du gaz de synthèse entre 38 $ et 80 $ par gigajoule.
Clientèle incertaine
La clientèle industrielle d’Énergir boude déjà le gaz naturel renouvelable (GNR), qui coûte six fois plus cher que le gaz conventionnel. Sa consommation de GNR est en baisse de 49 % depuis un an.
Étant donné le coût élevé du gaz synthétique qui sera produit en Mauricie, on peut se demander qui seront les acheteurs. Selon TES Canada, « l’entente avec Énergir porte sur 65 % de [la] production annuelle, une grande partie est donc sécurisée à long terme ».
Énergir, toutefois, n’a pas la même compréhension de cette entente. « Bien que nous ayons une lettre d’intention auprès de TES Canada et que nous continuions de collaborer en continu avec celle-ci, aucune entente contraignante n’a encore été conclue », affirme son vice-président Renaud Lortie.
Il n’a pas été question du prix du gaz synthétique dans les discussions entre les deux parties, a-t-il dit.
Le reste de la production de TES Canada doit servir de carburant pour le transport lourd. Aucun client n’a encore été identifié pour cette part de 35 % de la production totale. Selon l’entreprise, les 30 000 tonnes d’hydrogène vert propulseront 2000 camions lourds appartenant aux plus importantes entreprises de transport du Québec.
Aucun de ces camions capables de rouler à l’hydrogène n’est encore offert sur le marché, soulignent Johanne Whitmore et Paul Martin dans leur analyse du projet. Ils estiment « hautement improbable » que de tels camions roulent sur les routes en 2028, quand TES Canada commencera ses activités.
Une autre étude réalisée par la Chaire en gestion de l’énergie de HEC Montréal est déjà arrivée à la conclusion que la conversion à l’hydrogène est de loin la solution la plus coûteuse pour décarboner le transport lourd, loin derrière l’électrification directe des camions et des trains.
TES Canada affirme que son projet permettra d’éliminer 800 000 tonnes de GES par année, dont 325 000 tonnes d’émissions générées par le transport lourd.
Besoin de subventions
Depuis l’annonce du projet à Shawinigan en novembre 2023, il n’a pas été beaucoup question de subventions pour ce projet présenté comme le plus important investissement privé de l’histoire du Québec.
Le PDG de TES Canada, Éric Gauthier, a déjà dit publiquement que son entreprise entendait profiter des subventions existantes, qui sont nombreuses.
Les chercheurs qui ont examiné l’équation entre le coût de production du gaz synthétique et le coût du gaz naturel conventionnel doutent que le projet soit viable sans aide publique.
« Son arrangement financier est confidentiel, mais le projet bénéficiera probablement de subventions “indirectes”, telles que divers crédits d’impôt, avantages fiscaux, prêts à faible taux d’intérêt et autres incitations gouvernementales disponibles pour les industries et les investissements en technologie propre », estiment-ils.
Dans plusieurs interventions publiques, le président de TES, Marco Alverà, a clairement indiqué son intention de faire le plein de programmes mis sur pied par les différents gouvernements dans le monde pour s’affranchir des énergies fossiles.
« Il y a beaucoup d’argent à gagner en superposant les différentes subventions, a-t-il dit dans un entretien avec un chroniqueur spécialisé en énergie. Ainsi, vous obtenez une subvention pour capturer le CO2, une subvention pour produire les énergies renouvelables, une subvention pour produire l’hydrogène. Et devinez quoi, vous pouvez exporter cette molécule, donc nous pourrions même être en mesure d’obtenir des subventions supplémentaires en Europe. »
Écoutez l’entretien avec le président de TES (en anglais)
TES vise les marchés des États-Unis, du Canada, de l’Allemagne, du Moyen-Orient et de l’Australie pour la production et la mise en marché de son gaz synthétique.
Ce n’est pas un hasard qu’un des premiers projets mis en branle par TES soit au Texas, où l’aide généreuse de l’Inflation Reduction Act est disponible, et au Canada, où les gouvernements tentent d’égaler les programmes du gouvernement américain.
TES vient aussi de former une « coalition globale » avec des entreprises au Japon et en Europe, où la volonté des gouvernements de s’affranchir du gaz et du pétrole russes est très forte.
Une récolte de 140 millions d’euros
Tree Energy Solutions, la société belge qui est un des deux actionnaires de TES Canada, vient de récolter 140 millions d’euros lors d’une troisième étape de financement. Bien que cette somme reste modeste par rapport aux investissements projetés, dont 4 milliards pour le projet de TES Canada au Québec, « il est effectivement probable qu’une partie des 140 millions d’euros soit investie dans la plateforme de TES Canada », a fait savoir l’entreprise.
TES Canada a mandaté la firme AtkinsRealis pour réaliser les travaux d’ingénierie et de conception préliminaire de ses futures installations de production d’hydrogène à Shawinigan.
En réponse aux questions de La Presse, TES Canada a fait savoir que son modèle d’affaires combine « plusieurs sources de revenus » et qu’elle attendra des engagements de la part de ses clients avant de commencer ses activités.
Une éventuelle entente avec Énergir devra être approuvée par la Régie de l’énergie. Le projet de TES Canada doit aussi être examiné par le Bureau d’audiences publiques sur l’environnement et être approuvé ensuite par le gouvernement québécois.
Un chapitre se terminera chez Hydro-Québec, qui se délestera de son laboratoire d’essais haute tension, responsable de la certification d’équipement haute tension. Il sera repris par l’un de ses principaux fournisseurs, Hitachi, qui agrandira également son usine de Varennes – un projet supérieur à 100 millions financé en partie par Québec.
Résumé
Varennes Hitachi reprend un laboratoire d’Hydro-Québec
PHOTO DOMINICK GRAVEL, LA PRESSE
L’usine d’Hitachi Énergie, à Varennes. À l’arrière-plan, on aperçoit le bâtiment qui abrite l’Institut de recherche d’Hydro-Québec.
Un chapitre se terminera chez Hydro-Québec, qui se délestera de son laboratoire d’essais haute tension, responsable de la certification d’équipement haute tension. Il sera repris par l’un de ses principaux fournisseurs, Hitachi, qui agrandira également son usine de Varennes – un projet supérieur à 100 millions financé en partie par Québec.
Publié à 1h02 Mis à jour à 6h00
Julien Arsenault La Presse
Au sein de la société d’État, ce changement de cap était dans les cartons depuis plusieurs mois. La nouvelle a été annoncée jeudi à la trentaine d’employés concernés. Il s’agit notamment de techniciens. Ceux-ci ne perdront pas leur gagne-pain : ils seront réaffectés ailleurs dans l’organisation. Chez Hitachi Énergie Canada, l’annonce doit être officialisée la semaine prochaine.
« Hydro-Québec avait décidé que ces activités n’étaient pas essentielles pour elle », affirme le ministre de l’Économie, de l’Innovation et de l’Énergie, Pierre Fitzgibbon, dans un entretien téléphonique. « Quand je regarde le plan d’action d’Hydro-Québec d’ici 2035 et les travaux qui l’attendent, je peux argumenter que les essais en laboratoire ne représentaient pas des activités essentielles. »
Depuis plusieurs décennies, la société d’État effectuait ces tests d’homologation à l’interne. Son laboratoire se trouve actuellement dans l’imposant cube brun que l’on peut apercevoir en bordure de l’autoroute 30 à Varennes et qui abrite l’Institut de recherche d’Hydro-Québec (IREQ). La société d’État ne cède aucune partie de l’endroit. Ce transfert doit être officialisé en 2027.
Dans ce laboratoire, Hydro-Québec effectuait, par exemple, des essais de « choc de courant », de « choc de foudre » et de « tension continue », notamment. La société d’État explique qu’Hitachi était son « unique partenaire » depuis longtemps et que ces tests ne sont pas liés à sa « mission de base », particulièrement dans un contexte où elle se prépare à appuyer sur l’accélérateur pour accroître sa production.
Ces investissements dans les installations d’Hitachi à Varennes consolident la position d’un maillon stratégique de notre chaîne d’approvisionnement au Québec.
Maxence Huard-Lefebvre, porte-parole d’Hydro-Québec
Actuellement, la société d’État doit déployer des moyens logistiques pour recevoir l’équipement qui sort de l’usine de son fournisseur avant de le lui renvoyer après la phase d’homologation. À compter de 2027, tout s’effectuera chez Hitachi.
Québec finance l’agrandissement
Québec met 30 millions sur la table, sous forme de prêt-subvention, pour financer l’agrandissement de l’usine appartenant à Hitachi, située à un jet de pierre du complexe de l’IREQ. Ce complexe d’environ 130 000 pieds carrés (12 000 mètres carrés) fabrique des transformateurs haute puissance pour les réseaux électriques.
Il n’a pas été possible de s’entretenir avec des représentants de la multinationale japonaise, jeudi. La taille de son investissement n’a pas été chiffrée. Puisque le gouvernement Legault finance souvent jusqu’à 25 % de la facture d’un projet d’investissement, il est permis de croire que l’expansion d’Hitachi devrait avoisiner les 120 millions.
« On a pris la balle au bond, dit M. Fitzgibbon. Le projet, dans son ensemble, c’est l’entreprise qui accentue son empreinte manufacturière et qui absorbe avec elle le centre d’essai d’Hydro-Québec. »
Le ministre affirme qu’Hitachi est également en discussion pour obtenir du financement auprès du gouvernement Trudeau, mais que les négociations n’ont pas encore été finalisées. Le prêt de Québec sera converti en subvention si le conglomérat nippon maintient les 300 postes de son usine située sur la Rive-Sud de Montréal en plus d’en créer près de 70 autres – des postes à « près de 100 000 $ par année », souligne le ministre de l’Économie.
Le tiers de ce qui sera produit à Varennes va servir à Hydro-Québec. Le reste va être exporté. Dans le contexte de la transition énergétique que l’on traverse, on va se retrouver avec un acteur bien implanté qui va fournir la société d’État en plus d’exporter des produits.
Pierre Fitzgibbon, ministre de l’Économie, de l’Innovation et de l’Énergie
Hydro-Québec aura besoin de plus d’équipement haute tension puisqu’elle ambitionne, d’ici 2035, de hausser la production d’électricité de 60 térawattheures, ce qui représente de 8000 à 9000 mégawatts de puissance additionnelle. Son Plan d’action 2035 prévoit des investissements qui devraient être compris entre 155 et 185 milliards.
La société d’État devra construire près de 5000 kilomètres de lignes à haute tension un peu partout au Québec.
Lisez « Des kilomètres et des kilomètres de lignes électriques à construire »
En savoir plus
- 3
Nombre de sites exploités par Hitachi Énergie Canada dans la province
Source : Hitachi
- 500
Nombre d’ingénieurs et d’employés spécialisés au service de l’entreprise au Québec
Source : Hitachi
Et on continue avec la privatisation… Fitzgibbon se prépare à céder le Circuit Électrique au privé… Maintenant que certains sites sont rentables…
https://ici.radio-canada.ca/nouvelle/2067758/bornes-electriques-voitures-hydro-quebec-prive-stations-essence
Privatisation est le maitre mot de la CAQ, d’ailleurs les exemples ne manquent pas, c’est pour cela qu’il faut les surveiller de près en restant très vigilant et en contestant vigoureusement les possibles dérives.
Publication sur le page FB de Circuit électrique en réponse à cette nouvelle
On est là pour rester !
Il n’est présentement pas du tout question pour Le Circuit électrique/Hydro-Québec de se retirer de la recharge publique ou de vendre ses bornes rapides.
Suite à la parution d’un article suscitant plusieurs questionnements, nous tenons à réitérer notre rôle et notre engagement dans le déploiement et l’exploitation du réseau de recharge publique. Notre réseau compte actuellement plus de 5500 bornes de niveau 2 ainsi que 1000 bornes de recharge rapide. Nous demeurons engagés à l’atteinte de nos objectifs, soit 2530 bornes rapides offertes d’ici la fin 2030. Nous réévaluerons notre position en 2030 en fonction de l’évolution de l’offre de recharge à ce moment.
Par ailleurs, nous rappelons que les besoins de recharge sur une borne rapide, d’un réseau public ou privé, sont de quelques fois seulement par année pour la moyenne des électromobilistes. La grande majorité des recharges se font à la maison, au tarif résidentiel d’électricité.
Nous croyons aussi important de rappeler que les tarifs de recharge rapide des bornes du Circuit électrique sont encadrés par la loi. L’indexation des tarifs a lieu une seule fois par an, n’allant pas au-delà du taux d’inflation, pour une hausse maximum de 3%. Peu importe qui offrira le service de recharge rapide, il est important de noter que la vente d’électricité sera toujours au bénéfice des Québécois, contrairement à la vente de l’essence.
Et Hydro a repartagé la publication
Nous tenons à réitérer notre rôle et notre engagement dans le déploiement et l’exploitation du réseau de recharge publique.
Je suis un peu confus quant à la date de 2030. Est-ce la date à laquelle le secteur privé sera autorisé à exploiter ses propres réseaux de recharge ? Ou est-ce la date à laquelle Hydro-Québec pourrait décider de vendre son réseau au secteur privé ? Je me demande également comment nous déciderons quelle entreprise pourra mettre en place la recharge en bordure de rue en ville. Processus d’appel d’offres ?
Au Téléjournal
Bornes électriques : Hydro-Québec va laisser sa place au privé
Hydro-Québec veut laisser sa place au secteur privé pour le réseau des bornes de recharge pour les voitures électriques.
Le transfert sera effectué à partir de 2030 et déjà on craint des hausses de tarifs.
Le reportage de Jean-Phillipe Hughes
Et à Zone économie
Bornes de recharge : quelle place pour le privé? | Zone économie
Hydro-Québec se prépare à laisser le privé s’emparer du marché des bornes de recharge électrique. «Le secteur privé peut jouer un rôle dans le déploiement des bornes […] Un déploiement qui doit être bien encadré. Les bornes peuvent exercer une grande pression sur nos infrastructures. C’est un enjeu critique pour Hydro-Québec» croit Éloïse Edom, chercheuse à l’Institut énergie Trottier de Polytechnique Montréal en entrevue à Zone économie.
Le secteur privé a toujours eu droit d’exploiter ses propres réseaux de recharge. Il y en a déja plusieurs: Tesla, Couche tard, Flo, Pétro-Canada et bien d’autres.