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

Q. Les questions qui suivent sont en relation avec un rapport d'étude exploratoire reçu suite à une réponse de DOT positive. L'étude exploratoire mentionne que la date de MSTI estimée excéderait la DGDL la plus tardive permise dans le cadre de l'Appel d'offres de 5 mois (1er mai 2030 vs 1er décembre 2029).

Q1- Est-ce qu’Hydro-Québec confirme que l’emplacement proposé est viable et est compatible avec l’Appel d’offres 2025-01? Il est difficile d'identifier clairement la position d'Hydro-Québec quant au caractère de comptabilité avec le présent Appel d'offres à la lumière du rapport reçu.

R1. Hydro-Québec ne souhaite pas se prononcer sur la viabilité de cas spécifiques. Cependant, afin de respecter les exigences mentionnées à clause 2.2.4 du DAO, Hydro-Québec doit être en mesure de raccorder la centrale photovoltaïque dans un délai qui permettra une DGDL au plus tard le 1^er décembre 2029. Toute MSTI reçue par le Transporteur qui serait postérieure à cette date rendrait la soumission inadmissible à l’appel d’offres.

Q2- Nous comprenons qu’Hydro-Québec doit faire des travaux qui empêchent une mise en service avant le 1er décembre 2029. Nous sommes ouverts à repousser notre DGDL. Cependant, est-ce que ça signifie qu’il ne sert à rien de déposer ce projet considérant qu'il serait refusé automatiquement étant donné que les délais d’Hydro-Québec sont trop longs? Est-ce qu’Hydro-Québec est ouvert à accepter un projet avec une mise en service 5 mois après la date indiquée dans l’appel d’offre?

R2. Voir réponse précédente

Q3- Les couts liés à la partie télécommunications sont extrêmement élevés. Est-ce qu'Hydro-Québec est prêt à considérer un soumissionnaire en mesure de lui fournir de la fibre noire directement, considérant que le soumissionnaire a plusieurs autres projets en cours avec Hydro-Québec en lien avec les télécommunications? Les coûts de raccordement seraient alors substantiellement réduits. Merci

R3. Voir réponse publiée à la question 100. De plus, il n'est pas envisageable d'utiliser la fibre noire fournie par un soumissionnaire dans le cadre de cet Appel d'offres.

Q. Bonjour, Nous faisons actuellement l’analyse de conformité des onduleurs prévus pour un projet en cours, et nous souhaitons obtenir une précision concernant vos exigences techniques. Un manufacturier d’onduleur nous a confirmé que ses onduleurs certifiés CSA/UL ne disposent pas d’une certification IEC 62786 1, celle-ci étant principalement associée au marché européen. Il indique que les standards nord-américains équivalents seraient IEEE 1547 et UL 1741, et sont déjà présents sur leurs équipements. Ils mentionnent également ne pas connaître d’onduleurs certifiés CSA qui obtiendraient en plus la certification IEC 62786 1. Pourriez-vous nous confirmer si la certification IEC 62786 1 est effectivement obligatoire dans le cadre de vos exigences, ou si la combinaison IEEE 1547 / UL 1741 est jugée équivalente et acceptable par Hydro-Québec si accompagnée de la certification CSA ? Cette clarification nous permettra de sélectionner des équipements conformes à vos attentes et d’éviter des itérations inutiles avec les manufacturiers. Merci

R. Cette réponse est en lien avec les réponses aux questions 19, 62 et 79. Veuillez consulter aussi les réponses à ces questions afin d'obtenir une réponse complète.

Les sections 1.10.1 et 1.10.3 du Document d'appel d'offres, l'Annexe I du Contrat type ainsi que la section 2.9.5 du Formulaire de soumission énoncent toutes l'exigence de conformité aux normes UL1741 supplément B et IEC 62786-1.

L'Annexe 3 du Document d'appel d'offres, Contrat type et ses Annexes VI et VII fait référence à la norme E.12-01 Exigences relatives au raccordement de la production décentralisée au réseau de distribution d’Hydro-Québec qui énonce les exigences de raccordements aux réseaux basse et moyenne tension d'Hydro-Québec. La section 5.2 de cette norme, Exigences complémentaires pour une IPE de 250 kW et plus, établit l'exigence de la conformité à la norme IEC 62786-1 Distributed energy resources connection with the grid – Part 1: General requirements pour les installations de 250 kW et plus. Cette exigence est obligatoire. La conformité à la norme UL1741 supplément B seule n'est pas suffisante.

Tel que présenté lors de la conférence technique du 21 mai 2025 à la tuile 23 du Document de présentation de la conférence technique, la conformité à la norme IEC 62786-1 est essentielle afin d'assurer que les onduleurs des centrales solaires de l'Appel d'offres pourront passer à travers des courts-circuits phase-terre sur le réseau de distribution tout en maintenant un coefficient de mise à la terre égal ou inférieur à 0,8. Vous pouvez consulter la section 5.3 Régime du neutre de la norme E.12-01 pour plus de détails.

Hydro-Québec est consciente du fait qu'aucun onduleur certifié UL1741-SB actuellement disponible sur le marché n'est aussi conforme à la norme IEC 62786-1. C'est pour cette raison qu'Hydro-Québec, suite à un appel d'offres publiques, a conclu un contrat avec les manufacturiers Hitachi Energy et Siemens Canada afin de développer de tels onduleurs et d'assurer leur disponibilité dans le cadre de cet appel d'offres.

Q. Dans le cadre du dépôt de la soumission, lorsque le projet n'est pas conforme à la réglementation d'urbanisme en vigueur et qu'une démarche de Projet Particulier de Construction, de Modification, ou d'Occupation d'un Immeuble (PPCMOI) a été officiellement engagée, est-ce que la preuve du dépôt de la demande de PPCMOI, accompagnée de la recommandation du comité consultatif d'urbanisme (survenant approximativement 1 mois après le dépôt de la demande), est considérée comme un engagement acceptable au sens de l'article indiquant que " sera accepté un engagement écrit à présenter une modification à venir de la réglementation existante", l'approbation finale devant être obtenue avant la signature du contrat d'approvisionnement ?

R. En vertu de la section 2.2.1 des documents d’appel d’offres, à défaut d’une démonstration de la conformité du site avec les lois et règlements en vigueur au moment du dépôt de sa soumission, sera accepté un engagement à présenter une modification à venir de la réglementation existante pour permettre la réalisation du projet, émis par les autorités régionales et locales compétentes qui administrent le territoire. Dans le contexte du dépôt d’une demande de PPCMOI (Projet particulier de construction, de modification ou d’occupation d’un immeuble), un tel engagement doit refléter la volonté des autorités compétentes qui administrent le territoire dans lequel la centrale serait située d’entreprendre le processus d’analyse du PPCMOI conformément à la Loi sur l’aménagement et l’urbanisme. L’engagement exigé par l’article 2.2.1 peut prendre différentes formes selon la juridiction concernée, mais doit émaner desdites autorités compétentes et manifester leur intention d’entreprendre le processus réglementaire applicable. Finalement, rappelons qu’en vertu de l’article 2.2.1, les changements à la réglementation existante (incluant, s’il y a lieu, l’adoption d’un règlement autorisant un PPCMOI) doivent avoir été complétés avant la signature du contrat.

Q. Dans le DAO, la clause 1.2 mentionne que, « pour tout projet, la DGDL ne peut être au delà du 1er décembre 2029 », alors que pour une offre retenue dont le projet est assujetti au PEEIE, la DGDL peut être ajustée « sans dépasser le 1er décembre 2031 » au moment de la signature du contrat. Cependant, en 1.4.1, il est demandé de fournir un échéancier directeur « incluant notamment les étapes complétées et à venir en lien avec l’obtention des autorisations environnementales et des amendements réglementaires requises, s’il y a lieu. L’échéancier directeur du projet doit permettre de respecter la DGDL offerte par le soumissionnaire. » . Ces deux éléments nous semblent contradictoires pour un projet dont l’assujettissement au PEEIE est déjà connu selon la réglementation en vigueur, puisque si l’échéancier directeur inclut les étapes du PEEIE, le projet dépassera nécessairement la date du 1er décembre 2029.

Q1. Veuillez SVP préciser s’il faut tenir compte ou non du PEEIE dans l’échéancier directeur présenté dans la soumission.

R1. Vous trouverez ci-dessous le changement qui sera effectué à l’article 1.4.1 du Document d’appel d’offres lors d’un prochain addenda.

« • L’échéancier directeur du projet – fournir l’échéancier directeur de la centrale photovoltaïque en indiquant clairement les principales activités liées au projet, leurs délais, le cheminement critique et le degré d’avancement du projet à la date de dépôt de la soumission, incluant notamment les étapes complétées et à venir en lien avec l’obtention des autorisations environnementales et des amendements réglementaires requises, s’il y a lieu. L’échéancier directeur du projet doit permettre de respecter la DGDL offerte par le soumissionnaire. Si le soumissionnaire prévoit que le projet de centrale photovoltaïque sera assujetti à la PEEIE, il doit également fournir, à titre informatif, un échéancier directeur alternatif qui tiendra compte des délais engendrés par la PEEIE. »

Q2. Pour un projet dont la DGDL serait en 2031 en raison du PEEIE, veuillez SVP clarifier pourquoi les travaux d’intégration pour le raccordement au réseau d’Hydro-Québec doivent être réalisés avant le 1er décembre 2029 (article 2.8.2 du DAO) et quelle date de MSTI indiquer à l’échéancier directeur.

R2. Dans un souci d’équité entre les soumissionnaires, Hydro-Québec doit respecter la même exigence minimale en ce qui a trait aux délais de raccordement et intégration d’une centrale photovoltaïque (article 2.2.4 du DAO), et ce sans égard à la taille des différents projets de centrale photovoltaïque et leurs potentiels assujettissements à la PEEIE.

La date de MSTI à indiquer dans l’échéancier directeur remis lors du dépôt des soumissions devra tout de même être celle excluant les délais associés à la PEEIE.

Q. Est-ce qu’Hydro Québec a l'intention de revoir l'article 9.6 afin de refléter les crédits d'impôt? Pour des petits projets, les frais administratifs et juridiques pour transférer 75% de la prime qu'on reçoit ou de l'ITC peuvent rapidement dépasser la partie résiduelle de 25% de la prime. Cela n'incite pas les promoteurs à prendre en considération les crédits d'impôt pour réduire le prix de l’électricité pour les consommateurs.

R. Hydro-Québec comprend que la question est en lien avec l’article 9.3 Support financier à la production d’énergie renouvelable du Contrat-type (et non l’article 9.6 tel qu’indiqué à la question).

Un addenda sera publié prochainement qui viendra, entre autres, modifier les articles afférents à cette modalité contractuelle.

Q. Bonjour, nous aimerions une clarification par rapport aux DOT. Il est indiqué dans l'appel d'offres à la section 1.11 qu'une Demande d'Orientation Technique est obligatoire, pour clarification, une réponse à la Demande est-elle obligatoire pour qu'un projet soit admissible à l'appel d'offres ? En d'autres mots, s'il a envoyé la demande DOT, un soumissionnaire peut-il assumer le risque de soumettre un projet sans avoir de réponse officielle d'Hydro Québec sur la DOT ?

R. Hydro-Québec réfère à la question 101 publiée le 11 février 2026.

Q. Bonjour, nous aimerions une clarification concernant les DOTs. Il est indiqué à la section 1.11 qu'une demande est obligatoire pour qu'un projet soit admissible à l'appel d'offres, il n'est cependant pas clair si une réponse à la DOT est nécessaire à l'appel d'offres. Pour clarification, est-il possible pour un promoteur de soumissionner un projet dont une DOT a été demandée mais sans réponse (positive ou négative) d'Hydro-Québec ? Autrement, bien que la date limite pour une réponse garantie soit passée, Hydro-Québec peut-il donner une idée des délais actuels pour obtenir une réponse à une DOT ?

R. Un promoteur peut soumettre un projet uniquement s'il a effectué une DOT préalable. Il est donc possible de faire une soumission pour un projet qui n'aura pas de réponse à sa DOT dans les délais. Le délai actuel de traitement d'une DOT est d'environ 3 semaines.

Q. Dans le cadre de la préparation de demandes d’orientation technique (DOT) conformément à l’article 1.11 de l’appel d’offres A/O 2025-01, nous avons constaté que les coûts indicatifs de raccordement communiqués pour certains projets solaires sont, dans certains cas, sensiblement plus élevés que le coût du système photovoltaïque lui-même, et significativement supérieurs à ceux observés dans d’autres programmes comparables. Ces projets visent explicitement un raccordement en basse tension (BT), conformément aux articles 1.1 et 1.12, lesquels mettent de l’avant ce type de raccordement afin de limiter les modifications au réseau, réduire les coûts d’intégration et accélérer la mise en service. Malgré cela, les estimations de coûts fournies dans le cadre des DOT demeurent élevées et, dans certains cas, très variables. Les coûts observés semblent découler, en proportions variables, des catégories suivantes : • Modifications au réseau de distribution • Modifications au poste • Modifications aux systèmes de protection • Télécommunications Bien que nous reconnaissions, tel que prévu à l’article 1.11, que les estimations issues des DOT sont de nature paramétrique et propres à chaque site, l’ampleur et la variabilité de ces coûts pour des projets en BT soulèvent des enjeux quant à la prévisibilité des soumissions et à leur compétitivité. Dans certains cas, les coûts de raccordement excèdent le coût total d’installation du système photovoltaïque. Cette situation est particulièrement marquée pour les projets impliquant la réutilisation de toitures existantes ou de points de service existants, pourtant encouragée à l’article 1.1 afin de minimiser les impacts sur le réseau. Par ailleurs, puisque les coûts de raccordement sont pris en compte dans l’analyse globale des soumissions à l’Étape 3, notamment en vertu de l’article 2.4.1 (prise en compte du coût de transport et de distribution), cette dynamique pourrait désavantager des projets autrement bien localisés et efficaces sur le plan des infrastructures. Hydro-Québec pourrait-elle préciser : 1. Les principales hypothèses, méthodes et éléments de portée utilisés pour établir les estimations de coûts de raccordement communiquées dans le cadre des DOT pour des projets en basse tension, notamment en ce qui concerne les quatre catégories de coûts mentionnées ci-haut, conformément aux articles 1.11 et 1.12; 2. S’il est envisagé de fournir aux soumissionnaires des renseignements additionnels, des ventilations de coûts ou des repères de référence afin de faciliter la compréhension et l’intégration de ces coûts dans les soumissions, en cohérence avec les objectifs des articles 1.1 et 2.4.1.

R. Hydro-Québec ne fournit pas les hypothèses, méthodes et éléments de portée utilisés pour établir les estimations de coûts de raccordement. Toutefois, pour les besoins de télécommunication, un coût d'environ 4M$ à 5M$ demeure un ordre de grandeur cohérent pour des raccordements au réseau de distribution dans le cadre de cet Appel d'offres. Il est important de noter que les coûts de renforcements ne doivent pas être inclus au prix de départ offert dans la soumission puisqu'ils seront comptabilités par Hydro-Québec aux fins de l’évaluation de la soumission. Il convient également de préciser que le choix du raccordement (BT ou MT) est la prérogative d'Hydro-Québec.

Q. Pour les DOT dont la réponse recommande d'effectuer une étude exploratoire, mais pour lesquelles aucune étude exploratoire n'a été demandée, Hydro-Québec peut-elle fournir un ordre de grandeur de délai de raccordement entre la date de MSTI et la DGDL à ne pas dépasser pour ne pas mettre en péril la soumission ?

R. Si une DOT recommande une étude exploratoire, Hydro‑Québec ne peut pas fournir d’estimation de coûts ni de délais sans avoir fait ladite étude. Ceci étant, si un soumissionnaire souhaite prendre le risque de déposer une soumission pour un projet sans connaître à l'avance ces informations, Hydro-Québec recommande de minimiser les délais entre la mise sous tension initiale (MSTI) et la date garantie de livraison (DGDL) afin de ne pas voir un projet éliminé pour non-respect de la date limite de DGDL du 1er décembre 2029. Typiquement, un délai supérieur à 30 jours ajoute un risque non négligeable pour un projet.

Q. À la suite de la réception d’études exploratoires, il est indiqué que certains scénarios indiquent une date garantie de disponibilité du lien (DGDL) postérieure au 1er décembre 2029, tout en demeurant potentiellement antérieure au 1er décembre 2031. Or, les projets visés, d’une puissance supérieure à 10 MW, sont assujettis à la Procédure d’évaluation et d’examen des impacts sur l’environnement (PEEIE), ce qui pourrait, selon les échéanciers, rendre un raccordement possible avant le 1er décembre 2031 mais après le 1er décembre 2029. Dans ce contexte, nous souhaitons obtenir une clarification quant à l’interprétation des exigences de l’appel d’offres relativement à l’admissibilité de projets dont la DGDL excède le 1er décembre 2029, mais demeure compatible avec une mise en service avant le 1er décembre 2031, compte tenu des obligations environnementales et réglementaires applicables.

R. Dans un souci d’équité entre les soumissionnaires, Hydro-Québec doit respecter la même exigence minimale en ce qui a trait aux délais de raccordement et intégration d’une centrale photovoltaïque (article 2.2.4 du DAO), et ce sans égard à la taille des différents projets de centrale photovoltaïque et leurs potentiels assujettissements à la PEEIE.