Question 16

Q : À l’article 4.2.2 du contrat-type, le passage « … ou pour toute autre raison d’ Hydro-Québec de prendre livraison de l’électricité » conjugué au seuil de 168 h consécutives avant compensation (art. 5.1.2) et sans seuil cumulatif annuel, supprime le caractère « take-or-pay » du contrat-type. Cette combinaison rend l’estimation du risque de bridage (curtailment) impossible à évaluer. Par le fait même, cette incertitude rendra le contrat non admissible pour un financement de projet sans recours. Sans modification du contrat type, nous serions contraints de ne pas soumissionner. Afin de rendre le contrat finançable, Hydro-Québec pourrait-elle amender le contrat type afin d’aligner les termes relatifs à l’énergie rendue disponible sur ceux du contrat type éolien (montant cumulatif annuel de 24 heures non rémunérées pour incapacité de prise de livraison, sans report d’une année à l’autre) ?

R : Dans votre question, vous faites référence à l’article 4.2.2 du contrat type qui mentionne :

« À l’exception d’une force majeure déclarée par Hydro-Québec et sous réserve de ce qui précède, toute quantité d’énergie non livrée en raison d’une incapacité d’Hydro-Québec ou de toute autre raison d’Hydro-Québec de prendre livraison de l’électricité mise à sa disposition au point de livraison est cumulée comme de l’énergie rendue disponible. »

Et à l’article 5.1.2 du contrat type qui mentionne :

« Pour chaque incapacité de prendre livraison tel que prévu à l’article 4.2.2 dépassant cent soixante-huit (168) heures consécutives, Hydro-Québec paie pour chaque MWh d'énergie rendue disponible le prix en vigueur en vertu de l'article 5.1.1: […] »

Ainsi, Hydro-Québec confirme qu’elle paiera pour de l’énergie rendue disponible seulement dans le cas d’un événement d’une durée de plus de 168 heures. Dans ce cas, Hydro-Québec paiera l’énergie rendue disponible pour toute la durée de l’événement. De plus, comme vous l’avez relevé dans votre question, le seuil de 168 heures n’est pas cumulatif annuellement. Il doit être dépassé pour chaque évènement.

Hydro-Québec a choisi d’appliquer le seuil des 168 heures compte tenu du grand nombre d’évènements de très courte durée qui peuvent potentiellement se produire dans un réseau de distribution. Il aurait été complexe d’un point de vue administratif de compenser chaque événement. En utilisant un seuil de 168 heures, le soumissionnaire peut inclure dans son prix le coût des interruptions courtes, tout en étant compensé pour les interruptions longues, un peu à la manière de la franchise sur une police d’assurance.

À titre d’information, en 2023, la moyenne des clients d’Hydro-Québec a subi 18.4 heures de pannes au total dans l’année. Cet indicateur global de fiabilité est nommé L’indice de continuité de service (IC) et il donne la durée moyenne d’interruption par client alimenté. Hydro-Québec a récemment présenté à la Régie au dossier R-4305-2025 les données sur la fiabilité de son réseau de distribution. Vous pouvez consulter le document suivant déposé à ce dossier le 31 juillet 2025 : https://www.regie-energie.qc.ca/fr/participants/dossiers/R-4305-2025/doc/R-4305-2025-B-0008-Dem-Piece-2025_07_31.pdf

De plus, il est important de rappeler que le raccordement des centrales solaires participantes à l’AO 2025-01 sera conçu afin de permettre l’exploitation des centrales lorsque le réseau de distribution est en condition normale d’exploitation seulement. C’est-à-dire qu’en situation de contingence du réseau de distribution, par exemple à la suite de manœuvres visant à rétablir le service électrique après à une panne, si la topologie électrique de la ligne à laquelle une centrale est raccordée a été modifiée, il est possible que cette centrale solaire doive être mise à l’arrêt, malgré que l’alimentation électrique soit présente. À titre informatif, Hydro-Québec estime que ses lignes de distribution sont en situation de contingence environ 1% du temps en moyenne, soit 87,6 heures.

En additionnant les durées d’indisponibilités liées aux pannes (18.4 heures) et aux situations de contingence du réseau de distribution (87,6 heures), on obtient une durée moyenne attendue d’indisponibilité du réseau d’Hydro-Québec de 106 heures par an, soit moins que la durée du seuil minimum pour un seul évènement, fixé à 168 heures.

Dans la deuxième partie de votre question, vous dites : « Cette combinaison rend l’estimation du risque de bridage (curtailment) impossible à évaluer ». Hydro-Québec tient à clarifier que la notion de bridage (ou « curtailment ») correspond au plafonnement et que les articles 4.2.2 et 5.1.2 du contrat type ne visent pas à compenser pour le plafonnement d’une installation solaire alors que le réseau est disponible. Un mécanisme de compensation du plafonnement n’est pas prévu au contrat type, puisque le plafonnement ne sera pas utilisé par Hydro-Québec dans le cadre de l’AO 2025-01.

Seront compensées les quantités d’énergie solaire qui auraient été livrées selon la disponibilité des installations de production et leur profil de production en condition normale uniquement lors d’événements sur le réseau de distribution, causant l’incapacité d’Hydro-Québec de recevoir l’énergie produite par une installation solaire en raison, par exemple, d’une panne du réseau de distribution, de la nécessité de retirer l’installation solaire du réseau en raison de travaux sur le réseau d’Hydro-Québec ou d’un incident affectant la sécurité du personnel ou du public.