A/O 2025-01: Appel d’offres pour l’acquisition de 300 MW d’énergie solaire photovoltaïque

Q. Un terrain appartenant à une municipalité locale est, pour l'instant, inclus dans la zone agricole du plan d'urbanisme. Une partie de ce terrain accueille pourtant un écocentre (déchets ménagers). En accord avec la municipalité, l'autre partie du terrain sera dédiée à l'accueil d'une centrale solaire au sol. Les engagements fonciers et le soutient au projet sont prévus pour répondre aux articles 2.2.2 et 2.2.3 du document d'appel d'offres A/O 2025-01. La municipalité prévoit, en outre, d'engager, avant la date limite de soumission (le 31 mars prochain), une révision simplifiée d'urbanisme visant à classer le terrain en zone d' "intérêt collectif dédiée à la production d'électricité d'origine renouvelable". L'article 2.2.1 du document d'appel d'offres A/O 2025-01 précise que "Le soumissionnaire doit démontrer la conformité du site avec les lois et règlements applicables en matière d’aménagement et d’urbanisme, en particulier les règlements d’urbanisme visant le zonage, le lotissement, les permis et certificats, les plans d’implantation et d’intégration architecturale et tout autre règlement pertinents adoptés en vertu de la Loi sur l’aménagement et l’urbanisme ainsi que, lorsqu’applicable, le règlement de contrôle intérimaire en vigueur. À défaut d’une telle démonstration, sera accepté un engagement émis par les autorités régionales et locales compétentes qui administrent le territoire dans lequel la centrale photovoltaïque est située, à présenter une modification à venir de la réglementation existante pour permettre la réalisation du projet de centrale photovoltaïque. Les changements à la réglementation existante doivent avoir été complétés avant la signature du contrat d’approvisionnement". Ainsi, dans l'hypothèse où la municipalité locale anticipe la modification de la règlementation locale existante et l'engage avant le 31 mars prochain, la condition énoncée à l'article 2.2.1 sera - a fortiori - vérifiée. Pouvez-vous nous confirmer notre compréhension de l'article 2.2.2 et le fait que le projet conçu sur le terrain inclus aujourd'hui en zone agricole pourra, aux conditions décrites ci-dessus, répondre aux exigences minimales en matière de "localisation et conformité règlementaire" ? D'avance merci.

R. Hydro‑Québec réfère à la question 10 publiée le 30 juin 2025, à la question 50 publiée le 11 novembre 2025 ainsi qu’à la question 73 publiée le 10 décembre 2025, pour ce qui a trait au zonage agricole du site.

L’article 1.3 du DAO indique que les centrales photovoltaïques dont les équipements de production seraient situés dans une zone agricole telle que définie par la CPTAQ
(https://www.cptaq.gouv.qc.ca/cartographie/la-zone-agricole/informations-generales-sur-la-zone-agricole) ne sont pas admissibles dans le cadre de l’Appel d’offres 2025‑01.

Ainsi, même si la municipalité où est situé votre projet s’engage à modifier sa réglementation afin de permettre la construction d’une centrale photovoltaïque, et même si vous avez en main tous les documents nécessaires pour satisfaire aux exigences des articles 2.2.1, 2.2.2 et 2.2.3 du DAO, le projet ne sera pas admissible dans le cadre du présent appel d’offres si le site est considéré comme étant en zone agricole par la CPTAQ au 31 mars 2026.

Q. La section 8.11 de la norme E.12-01 mentionne "Tous les groupes doivent être raccordés en aval d’un seul disjoncteur, utilisé comme disjoncteur principal de l’IPE." Est-ce qu’Hydro-Québec accepte l’utilisation d’une configuration avec plusieurs disjoncteurs raccordés au point d'interconnexion pour le raccordement de groupes d'onduleurs?

R. Comme énoncé à l'article 8.11 Disjoncteur principal de l’IPE de la norme E.12-01, Hydro-Québec exige la présence d'un seul disjoncteur, utilisé comme disjoncteur principal de l'IPE. Un fournisseur peut choisir d'installer des disjoncteurs de groupe en aval du disjoncteur principal de l'IPE, dans le but de raccorder ensemble plusieurs onduleurs. Noter aussi que la section 9.1.7 Protection de défaillance de disjoncteur de la norme E.12-01 exige qu'une IPE de plus de 5 MW soit équipée de disjoncteurs de groupe afin de permettre la mise en place de la protection de défaillance du disjoncteur principal de l'IPE.

Dans tous les cas, il n'est pas permis de retirer le disjoncteur principal de l'IPE en le remplaçant par plusieurs disjoncteurs de groupe.

Q. La section 8.12.2 de la norme E.12-01 mentionne que le raccordement de la mise à la terre d’un transformateur Y(neutre)(côté réseau)–Y(MALT)(côté onduleur) doit se faire côté IPE (ou onduleur) selon la figure 8 et 9 du document E.12-01. Veuillez confirmer ce point. Est-ce que d’autres types de raccordement peuvent être utilisés dans le cas d’un poste MT ?

R. Hydro-Québec confirme que le raccordement de la mise à la terre d’un transformateur Y(neutre)(côté réseau)–Y(MALT)(côté onduleur) doit se faire côté IPE (ou onduleur) tel qu'illustré aux Figures 8 et 9 de la norme E.12-01.

Dans le cas d'un raccordement à moyenne tension, d'autres types de raccordement peuvent effectivement être proposés par le fournisseur. La section 8.12.2 Types de raccordements de la norme E.12-01 stipule: ""Dans le cas d’une IPE raccordée à MT, le raccordement du transformateur de puissance et de la source de courant homopolaire qui y est associée, le cas échéant (section 8.3), doit assurer un régime de neutre effectivement mis à la terre au point de raccordement."" Le tableau 10 de la section 8.3 Source de courant homopolaire de la norme E.12-01 présente les types de raccordements possibles, leurs avantages et les conditions particulières applicables à chacun.

Consulter les sections 5.3 Régime du neutre, 8.3 Source de courant homopolaire, 8.4 Impédance ou résistance de MALT, 8.5 Câblage de puissance et 8.12 Transformateurs de puissance de la norme E.12-01 pour plus de détails concernant le maintien d'un régime du neutre effectivement mis à la terre dans une installation de production d'électricité et sur le réseau d'Hydro-Québec.

Q. Dans l’Annexe VI – Normes et exigences techniques pour le raccordement basse tension au réseau de distribution du document d’appel d’offres, il est fait mention que les transformateurs de puissance utilisés dans la centrale photovoltaïque doivent être de Y-Y MALT. Veuillez préciser quel côté du transformateur (côté réseau ou IPE) doit être mis à la terre.

R. L'Annexe VI Normes et exigences techniques pour le raccordement basse tension au réseau de distribution du Contrat type fait aussi référence à la norme E.12-01 [https://www.hydroquebec.com/data/transenergie/pdf/e_12-01_17_novembre_2025.pdf]. La section 8.12.2 Types de raccordement de la norme E.12-01 [https://www.hydroquebec.com/data/transenergie/pdf/e_12-01_17_novembre_2025.pdf] aux Figures 8 et 9 présente le raccordement d'un transformateur de puissance Y(neutre)-Y(MALT).

Du côté réseau, le point neutre de l'enroulement Y du transformateur de puissance doit être raccordé au fil de neutre du réseau d'Hydro-Québec. Du côté installation de production d'électricité, le point neutre de l'enroulement Y du transformateur de puissance doit être raccordé à la terre, au châssis du transformateur et au fil de neutre du côté de l'installation de production d'électricité.

Q. Durant les périodes où la centrale photovoltaïque ne produit pas de puissance active, l’onduleur solaire doit-il être en mesure de maintenir la tension du réseau (absorber ou injecter la puissance réactive) ?

R. La section 7.2.6 Régulation de la puissance réactive (Vars) de la norme E.12-01 [https://www.hydroquebec.com/data/transenergie/pdf/e_12-01_17_novembre_2025.pdf] présente les modes de régulation de puissance réactive exigés par Hydro-Québec. La section 1.8 Dimensionnement de la centrale photovoltaïque lié à la température du Document d'appel d'offres présente quant à elle les plages de températures extérieures d'opération. La section 8.4.1 Disponibilité des équipements du Contrat type présente les modalités du programme de disponibilité des équipements de la centrale photovoltaïque et les conditions de modification de ce programme.

Si la température extérieure est dans la plage de température d'opération normale ou restreinte et que le Fournisseur n'a pas donné d'avis d'indisponibilité des équipements à Hydro-Québec, la centrale photovoltaïque est réputée en exploitation et doit se conformer à toutes les exigences de raccordements dont celles liées régulation de puissance réactive.

Pour cette raison, Hydro-Québec pourrait exiger que la centrale photovoltaïque continue d'injecter ou d'absorber de la puissance réactive lorsqu'elle ne produit pas de puissance active. Les études techniques de raccordement suite à l'attribution du contrat détermineront le mode et les réglages de la régulation de puissance réactive qui seront exigés par Hydro-Québec dans le cas d'une centrale photovoltaïque en particulier.

Q. Dans le CAÉ (Addenda 5), l’article 4.2.2 prévoit que « toute quantité d’énergie non livrée en raison d’une incapacité d’Hydro-Québec (…) de prendre livraison (…) est cumulée comme de l’énergie rendue disponible (ERD) ». L’article 4.2.2.1 précise toutefois que « l’avis d’événement ERD est une condition préalable » à l’admissibilité au paiement d’ERD, et indique que le Fournisseur doit transmettre l’avis lorsque « la centrale est à l’arrêt » en raison de l’incapacité d’Hydro-Québec de prendre livraison. En pratique, une incapacité de prendre livraison peut aussi se manifester par un bridage (limitation de puissance) sans arrêt complet. Dans la mesure où la centrale n’est pas « à l’arrêt », le Fournisseur ne serait pas en mesure d’émettre un avis d’évènement ERD et par conséquent de recevoir paiement pour l’ERD car l’avis d’évènement ERD constitue une condition préalable à l’admissibilité à ce paiement. Par ailleurs le CAÉ prévoit, à l’article 4.2.2, la tenue et la transmission trimestrielle d’un registre compilant les quantités d’énergie non livrée et la durée de chaque incapacité que le Fournisseur « fourni trimestriellement à Hydro-Québec aux fins des calculs nécessaires à l’application des articles 4.2.2.1 et 4.3 ». Cependant la tenue et la livraison de ce registre n’est pas suffisant pour réclamer de l’ERD dans les cas de bridage quand la centrale n’est pas à l’arrêt, ce qui constitue un risque illimité et hors du contrôle du Fournisseur. Hydro-Québec peut-elle modifier le CAÉ afin de préciser que l’ERD associée à une limitation de puissance (bridage) attribuable à Hydro-Québec, même sans arrêt complet de la centrale, demeure admissible au paiement selon les modalités applicables, et que (i) l’“avis d’événement ERD” n’est pas requis dans ces cas, ou (ii) à tout le moins, que le registre trimestriel prévu à 4.2.2 constitue une notification suffisante, ou (iii) que l’avis d’évènement ERD s’applique aussi au bridage partiel de la centrale ?

R. Tel que mentionné à la réponse de la question 16, aucun mécanisme de compensation du plafonnement n’a été prévu au contrat type étant donné qu’Hydro-Québec n’imposera pas de plafonnement aux centrales photovoltaïques issues de l’AO 2025-01.

Q. Dans la section 1.1 de l'Annexe 6 – Formulaire de soumission, le soumissionnaire doit déclarer toute possibilité de conflit d’intérêt et son engagement à respecter le Code de conduite des fournisseurs d'Hydro-Québec. Dans le DAED, les formulaire A1 (attestation du soumissionnaire) et A2 (attestation du milieu local) la déclaration de conflit d’intérêt est demandé. Est-ce que chaque membre provenant du Milieu local participant à la soumission doit fournir la déclaration de conflit d’intérêt et l'engagement à respecter le Code de conduite?

R. Dans la section 1.1 de l’Annexe 6 – Formulaire de soumission ainsi qu’à l’article 3.8.2 du Document d’Appel d’offres, le soumissionnaire doit déclarer toute situation pouvant constituer un conflit d’intérêts et s’engager à respecter le Code de conduite des fournisseurs d’Hydro‑Québec.

De plus, l’article 3.8.4 du Document d’Appel d’offres exige que, lorsque le Milieu local participe à la soumission, chaque membre du Milieu local soit signataire de la soumission.

En conséquence, toute entité qui signe la soumission — y compris chaque membre du Milieu local — doit fournir sa propre déclaration de conflit d’intérêt et son engagement à respecter le Code de conduite des fournisseurs, conformément aux attestations A1 (soumissionnaire) et A2 (milieu local).

Q. Les modèles d’onduleurs conformes aux exigences de raccordement de l’Appel d’offres 2025-01, ainsi que les coordonnées des personnes-ressources chez les manufacturiers on été publiés en Novembre 2025. Est-ce les manufacturiers et/ou modèles de panneaux seront aussi publiés par Hydro-Québec dans le cadre de l'appel d'offres? vue que la date limite de dépôt du Formulaire d'inscription à l'Appel d'offres pour les manufacturiers d’onduleurs et de panneaux solaires photovoltaïques a été le 03 Octobre 2025.

R. Hydro-Québec ne prévoit pas publier d’informations sur les manufacturiers ou les modèles de panneaux solaires. Il revient au soumissionnaire de sélectionner le manufacturier et le modèle de panneau solaire qui conviennent à son projet de centrale photovoltaïque, et ce dans le respect des exigences quant à l’approvisionnement responsable, tel que décrit à l’article 1.6 du document d’appel d’offres. Les panneaux solaires photovoltaïques utilisés dans le cadre du projet doivent être conçus pour être exploités commercialement. De plus, une certification conforme aux normes IEC 61730-1 :2023, IEC 61730-2 :2023 et IEC 61215 doit être produite par un organisme accrédité dans le domaine de la certification des panneaux solaires photovoltaïques commerciaux, tel que décrit à l’article 1.9 du document d’appel d’offres. Il n’est pas requis que le manufacturier d’onduleur ou de panneaux solaires soit inscrit à l’appel d’offres.

Q. Advenant que le Fournisseur/Soumissionnaire choisisse un onduleur autre que ceux proposés par Hydro-Québec pour l’appel d’offres, le Fournisseur/Soumissionnaire désire clarifier l’aspect de la certification. À cet effet, l’item VIII de la partie 3.1.3 de la section du contrat-type d’approvisionnement, fait référence à l’annexe 5 du document d'appel d'offres laquelle liste des normes d’Hydro-Québec mais ne semble pas détailler le processus de certification des onduleurs. Par contre, l’annexe 1 spécifie une certification conforme aux normes (UL1741 supplément B, IEC 62786-1 IEEE 2030.5) ainsi qu’aux températures d’opération. Par qui doivent être faites ces certifications (manufacturiers, firmes d’ingénieurs) ? Est-ce que cette certification est supportée par une attestation ?

R. La norme E.12-01 d'Hydro-Québec a été mise à jour le 17 novembre 2025. La norme E.12-01 énonce notamment l'exigence de la certification conforme à la norme UL 1741-SB (section 8.13.1), de la certification conforme à la norme IEC 62786-1 (section 5.2) et de la certification conforme à la norme IEEE 2030.5 (section 10.1). Les annexes 6 et 7 du document d'appel d'offres réfèrent à la norme E.12-01 et les exigences de températures sont énoncées à la section 1.8 du document d'appel d'offres.

Quant à la certification UL1741-SB, elle devra être faite par un laboratoire agréé par le Conseil Canadien des Normes et les onduleurs devront porter la marque ULc. Le certificat de conformité émis par le laboratoire ainsi que les rapports d'essais devront être fournis à Hydro-Québec.

Quant à la certification IEC 62786-1, elle devra être faite par un laboratoire agréé par le Conseil Canadien des Normes et les onduleurs devront porter la marque IEC. Le certificat de conformité émis par le laboratoire ainsi que les rapports d'essais devront être fournis à Hydro-Québec.

Quant à la certification IEEE 2030.5, elle devra être faite par un laboratoire autorisé par le Sunspec Alliance et les onduleurs devront porter la marque 2030.5 CSIP SunSpec Certified. Le certificat de conformité émis par le laboratoire ainsi que les rapports d'essais devront être fournis à Hydro-Québec.

Quant aux températures d'opération, la certification UL1741-SB inclut la validation de la conformité aux plages de températures déclarées par le manufacturier.

Le soumissionnaire devra démontrer la conformité de la centrale photovoltaïque et des onduleurs à toutes les exigences de raccordement d'Hydro-Québec, dont les exigences complémentaires, pour une IPE de 250 kW et plus (section 5.2 de la norme E.12-01), les exigences relatives à la tension et à la fréquence (section 6 de la norme E.12-01), les exigences relatives au raccordement des onduleurs dans les systèmes de protection de la centrale (section 8.13.5 de la norme E.12-01), ainsi que les exigences de l'appel d'offres concernant la modélisation du comportement électrique (section 1.10.5 du Document d'appel d'offres). Les Annexes 4 et 5 du Document d’appel d’offres présentent la liste complète des exigences techniques à respecter.

Q. Dans le cas de parcs solaires qui pourraient être installés à proximité d'un centre de données, ces derniers sont souvent des installations émettrices d’harmoniques importantes. Comment Hydro-Québec prévoit de réduire ces harmoniques pour éviter des impacts sur toutes nouvelles installations de parcs solaires (c.-à-d. déclenchement non désiré) ?

R. En vertu des Conditions de service d’électricité (article 15.2.1), toute installation électrique raccordée au réseau d'Hydro-Québec doit être conçue, construite, branchée, protégée, utilisée et entretenue de façon à ne pas causer de perturbations au réseau. Cette exigence s'applique autant pour les clients, tels que les centres de données, que les installations de production d'électricité, telle qu'une centrale photovoltaïque.

Afin de maintenir la qualité de l’alimentation, Hydro‑Québec doit s’assurer que la limite du niveau d’émission des différents types de perturbations sur son réseau est respectée.

Les clients, les clientes et les installations de productions d'électricité (IPE) doivent quant à eux s'assurer de rencontrer les exigences d'Hydro-Québec en matière de limites d’émissions et d’immunité aux perturbations. À cette fin, la section 6 de la norme E.12-01 Exigences relatives au raccordement de la production décentralisée au réseau de distribution d’Hydro‑Québec présente les exigences concernant les limites d'émissions et l'immunité aux perturbations pour une IPE.

Avant le raccordement au réseau d’Hydro-Québec de toute installation comportant des charges perturbatrices, que ce soit un client, une cliente ou une IPE, ceux-ci doivent démontrer que les limites d’émissions qui leur sont allouées et les exigences techniques de raccordement de charges déformantes et fluctuantes sont respectées par le respect des normes C.25-01 et C.22-03. La démonstration du respect de ces normes s’effectue au point d’évaluation, soit le point de raccordement. Si les analyses démontrent que des moyens de mitigations sont nécessaires, il revient au client, à la cliente ou à l’IPE de les mettre en place avant le raccordement des installations.

Hydro-Québec vérifie les résultats de l’évaluation et approuve ces études, uniquement afin d’assurer que l'installation électrique du client, de la cliente ou de l’IPE respecte les exigences au point d'évaluation. Toutefois, même lorsque les exigences sont rencontrées à la satisfaction d’Hydro-Québec, ceci ne constitue pas une garantie de bon fonctionnement des équipements. Un problème pourrait quand même survenir lors de l’exploitation des installations.

S’il advenait qu'une centrale photovoltaïque soit perturbée par un centre de données, Hydro-Québec effectuerait alors une analyse technique afin de déterminer si (1) le centre de données est la source des perturbations, si (2) la centrale photovoltaïque est la source des perturbations et si (3) la centrale photovoltaïque respecte les exigences d'immunité aux perturbations. À la suite de cette analyse, la ou les installations en cause sont responsables de mettre en place les moyens de mitigation requis.

Pour plus d'informations sur le sujet, vous être invités à consulter les Caractéristiques de la tension fournie par les réseaux moyenne et basse tension d’Hydro‑Québec disponible sur le site Documentation technique sur le service d’électricité ainsi que le site Facteurs influençant la qualité de l'alimentation électrique.