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

Q. Concernant la section 2.9.4 Maturité technologique et certification des panneaux solaires photovoltaïques, le Document d'appel d'offres - ADDENDA 6 [PDF 447 Ko] mentionne "Le soumissionnaire doit joindre à sa soumission une certification conforme à la norme IEC 61215 produite par un organisme accrédité [...]" alors que dans l'Annexe 6 - Formulaire de soumission [Word 1 002 Ko], il est écrit "Le soumissionnaire doit joindre à sa soumission une certification conforme aux normes IEC 61730-1 :2023, IEC 61730-2 :2023 et IEC 61215 produite par un organisme accrédité [...]". Pouvez-vous confirmer la certification a trait à quelle(s) norme(s) exactement, et que les deux documents Document d'appel d'offres - ADDENDA 6 [PDF 447 Ko] et Annexe 6 - Formulaire de soumission [Word 1 002 Ko] transmettent la même information?

R. Merci d’avoir porté à l’attention d’Hydro-Québec cette coquille qui s’est glissée dans les documents de l’addenda 6.

Le premier paragraphe de la section 2.9.4 du Formulaire de soumission doit se lire comme suit :

« Le soumissionnaire doit joindre à sa soumission une certification conforme aux normes IEC 61730-1 :2023, IEC 61730-2 :2023 et IEC 61215 produite par un organisme accrédité dans le domaine de la certification des panneaux solaires photovoltaïques commerciaux, conformément aux exigences de l’article 1.9 du document d’Appel d’offres. »

Cette correction sera apportée aux documents dans un prochain addenda qui sera publié sous peu.

Q. Dans le formulaire de soumission section « 2.7.1 Plan directeur de réalisation du projet - le plan de financement »

Question 1: SVP clarifier s'il faut une fiche B.15 pour chaque partenaire? en ce moment on considère qu’un seul modèle financier pour le projet c'est difficile de produire une fiche B.15 par partenaire.

R1. La Fiche B.15 correspond au pro forma (modèle financier) du projet; elle doit donc présenter un modèle consolidé du projet regroupant l’ensemble des informations pertinentes.

Question 2: SVP clarifier si une lettre d’intention d’une institution financière est obligatoire? ou les lettres d'intention/résolutions des conseils des partenaires sont suffisantes?

R2. La lettre d’intention d’une institution financière n’est requise que si la structure de financement du projet prévoit le recours à une institution financière (p. ex. prêt, facilité de crédit, financement de construction). Dans ce cas, une lettre d’intention de l’institution financière doit être jointe. Autrement, si le projet ne repose pas sur un financement institutionnel à ce stade, les lettres d’intention/autorisation des partenaires investisseurs (et les résolutions/autorisation des conseils, le cas échéant) constituent la documentation attendue; le soumissionnaire doit fournir les pièces pertinentes permettant d’illustrer la structure de financement et l’état des démarches.

Q. Concernant le point de raccordement. À la suite de l'étude du projet, si nous déplaçons le point de raccordement de 15 à 20m par rapport à ce qui est inscrit dans la DOT tout en restant à moins de 300 mètres du réseau de distribution, est-ce qu'il y une problématique, est-ce que cela rendrait le projet inadmissible?

R. Veuillez consulter les réponses à la question 45 et à la question 69 sur le site internet de l'appel d'offre solaire.

Q. Bonjour, Dans la section 2.3.3.2, il est indiqué que "le soumissionnaire n'est pas tenu de constituer formellement son partenariat au moment du dépôt de sa soumission", et qu'une entente de participation sera suffisante au moment de la soumission. Dans le cas d'un projet codéveloppé par deux entités inscrites à l'appel d'offre (A et B), ayant une entente de participation pour le projet, et si l'entité A a reçu la DOT, est ce que l'entité B peut déposer la soumission ?

R. L’ajout suivant a été fait à la section 1.4 du Formulaire de soumission portant sur la Demande d’orientation technique (DOT) : « Lorsque le projet visé par la soumission découle d’une DOT cédée à une autre entité inscrite à l’Appel d’offres 2025-01, le soumissionnaire doit joindre à sa soumission une preuve démontrant le consentement de l’entité ayant initialement demandé la DOT au transfert de son usage. »

Dans tous les cas, même si le partenariat n’est pas formellement constitué, une preuve que l’entité A permet à l’entité B d’utiliser sa DOT dans le cadre de l’AO 2025-01 est suffisant pour Hydro-Québec.

Q. Dans la section 2.2.2 du document d’appel d’offres (DAO) relative aux droits sur le site, et concernant un site se trouvant sur terres publiques, il est indiqué que : « Le soumissionnaire doit soumettre une preuve écrite, notamment une résolution ou une autre entente équivalente pour l’attribution des droits fonciers requis, incluant tout droit nécessaire à l’exploitation de l’ensemble du projet, signée en bonne et due forme par un représentant autorisé de toute autorité publique compétente concernée. » Or, selon les échanges avec le MRNF, une preuve que le soumissionnaire a déposé une demande de lettre d’intention auprès du Centre de services du territoire public (CSTP) serait considérée comme suffisante à ce stade. Pouvez-vous confirmer si, au moment du dépôt de la soumission, il est requis de fournir la lettre d’intention émise par l’autorité compétente, ou si la preuve du dépôt de la demande de lettre d’intention auprès du CSTP est suffisante pour satisfaire à l’exigence de la section 2.2.2 ?

R. Le dépôt d’une preuve que des démarches ont été entreprises par le soumissionnaire pour l’obtention des droits d’usage dans sa soumission est acceptée par Hydro-Québec.

Le soumissionnaire doit également fournir une explication des mesures qui seront entreprises par la suite afin d’obtenir tous les droits sur le site prévu pour la centrale photovoltaïque avant la signature du contrat d’approvisionnement en électricité.

Q. Hydro-Québec permettra-t-elle qu'un Soumissionnaire/Fournisseur implante la centrale photovoltaïque sur des terrains initialement "non-prévus" au projet et/ou "non-sécurisés" au moment du dépôt de la soumission? Exemple. Un projet de 10 MW au point de raccordement est déposé avec 20 hectares de terrains sécurisés conformément à l'AO. Après la signature du contrat, et suite aux études environnementales, une superficie de 5 hectares ne peut plus être utilisée pour des raisons environnementales (milieu humide). Plutôt que de demander à HQ de réduire la taille de son projet, le Fournisseur peut-il élargir sa zone d'implantation en sécurisant des terrains adjacents lui permettant d'implanter une centrale PV conforme à la puissance contractuelle soumissionnée?

R. Oui, un ajustement de la zone d’implantation peut être envisagé à condition que le Fournisseur obtienne les droits d’usage/occupation sur les terrains additionnels, que la localisation du point de raccordement demeure inchangée, et sous réserve de l’approbation préalable d’Hydro-Québec.

Q. En vertu de l’Annexe 1 du Règlement relatif à l’évaluation et l’examen des impacts sur l’environnement de certains projets (Q 2, r. 23.1), l’article 11(1)(c) précise qu’un parc éolien ou toute autre installation de production d’électricité d’une puissance installée de 10 MW ou plus est assujetti à la procédure d’évaluation et d’examen des impacts sur l’environnement du Québec. Hydro-Québec reconnaît cette exigence à la section 1.2 de l’appel d’offres; toutefois, l'article 1.2 indique également que la DGDL de tout projet ne peut pas être postérieure au 1ᵉʳ décembre 2029, tandis que l'article 2.2.4 exige que tous les travaux d'intégration soient complétés avant cette même date. Toutefois, l'article 1.2 précise aussi qu' "au moment de la signature du contrat intervenir, une offre retenue dont le projet [...] est assujetti à la PEEIE devra ajuster sa DGDL pour refléter les délais anticipés sans dépasser la date du 1er décembre 2031." Dans ce contexte, Hydro-Québec pourrait-elle préciser si les projets d’une puissance de 10 MW ou plus — lesquels sont soumis au processus d’évaluation environnementale — doivent indiquer une date de mise en service commerciale (COD) au 1ᵉʳ décembre 2029, ou s'ils peuvent d'emblée proposer une date de mise en service commerciale au 1ᵉʳ décembre 2031 dans les documents de soumission?

R. Conformément à l’article 1.2 du Document d’appel d’offres, la DGDL doit être établie sans anticiper l’assujettissement possible à la procédure d’évaluation et d’examen des impacts environnementaux (le « PEEIE ») et ne peut être au-delà du 1^er décembre 2029. Afin d’assurer le traitement équitable de toutes les soumissions, l’évaluation sera effectuée sans considérer l’assujettissement ou non d’un projet à la PEEIE.

Ce n’est qu’au moment de la signature du contrat que la DGDL pourra être ajustée afin de refléter les délais anticipés liés à la PEEIE, sans toutefois dépasser le 1er décembre 2031.

En conséquence, la DGDL indiquée dans la soumission ne doit pas aller au‑delà du 1er décembre 2029.

Q. L’article 1.1 indique que l’Énergie contractuelle « … est établie par le soumissionnaire », ce qui laisse entendre qu’une valeur de production quelconque (P50, P75, P90, etc.) pourrait être utilisée par un soumissionnaire. Cependant, le formulaire dans la section B.4 de la DAED semble sous entendre que le P50 doit être utilisé, mais ce n’est pas entièrement clair. Hydro-Québec peut elle confirmer que l’énergie contractuelle, telle que définie à l’annexe 3, article 1.1 de l’A/O consolidé du 17/12/2025, peut être une valeur de production autre que le P50, pourvu que cette valeur provienne du rapport d’ingénieur indépendant qui doit être fourni? Plus précisément, Hydro Québec peut elle confirmer que l’énergie contractuelle, telle qu’indiquée à l’article 4.1.2 du Contrat d’approvisionnement en électricité, peut être établie par le Fournisseur à partir d’une valeur de production différente du P50 (comme le P75 ou le P90)? Nous aimerions obtenir la confirmation d’Hydro Québec quant à la possibilité d’utiliser une valeur de production autre que le P50 comme « énergie contractuelle »

R. Voir réponse à la question 119

Q. Bonjour, il est indiqué dans la section B.4 du DEAD que tableau de profil mensuel doit se baser sur le P50 du rapport d'expert. Pour clarification, le promoteur est-il obligé d'utiliser le P50 pour l'énergie contractuelle, ou peut-il prendre un profil de probabilité plus élevé afin de garantir la livraison d'électricité au-dessus de 95%, et donc d'éviter les pénalités associer au défaut de livraison ?

R. La Fiche B.4 du DAED indique au soumissionnaire de se baser sur l’énergie contractuelle et le profil de l’énergie nette produite à long terme (P50) sur une base mensuelle et annuelle, en utilisant les données du rapport d’expert pour remplir le tableau de profil mensuel.

Un promoteur peut toutefois choisir de se baser sur un profil de probabilité plus prudent (p. ex. P90 ou P95) pour définir son énergie contractuelle, notamment dans une optique de gestion du risque de livraison. Toutefois, un tel choix peut conduire à une énergie contractuelle plus faible que celle découlant d’un P50, ce qui peut avoir un impact sur la comparabilité et la compétitivité de l’offre, ainsi que sur la valorisation d’une éventuelle surproduction compte tenu du plafond de paiement de 120% stipulé à l’article 5.1 du Contrat-type.

De plus, l’établissement d’un profil de probabilité plus élevé repose généralement sur des analyses du potentiel énergétique plus poussées, lesquelles peuvent nécessiter des données additionnelles, des hypothèses plus conservatrices et, par conséquent, des délais et des coûts d’étude plus importants.

Ainsi, sans constituer une obligation, le recours au profil P50 demeure la suggestion d’Hydro-Québec utilisée aux fins de l’appel d’offres.

Q. Dans le cadre d'un projet réalisé à 100% sur un terrain appartenant à une municipalité à l'extérieur des territoires non organisés, en regard de l'article 2.2.3, est-ce que seule la résolution (ou appui de principe) de la municipalité est requise? Nous ne comprenons pas le besoin d'une résolution (ou appui de principe) de la MRC.

R. L’appui de principe de la MRC n’est pas nécessairement requis si le terrain sur lequel est prévu la construction de la centrale photovoltaïque est dans une municipalité à l’extérieur d’un territoire non organisé si ladite municipalité administre le territoire où sera implanté le projet.

Toutefois, certaines municipalités peuvent déléguer l’administration de leurs territoires à leur MRC. Dans ce cas, l’appui de la MRC devient obligatoire. Il est de la responsabilité du soumissionnaire de s’assurer qu’il obtient l’appui de principe de l’autorité responsable de l’administration du site visé.