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

Q. L'article 1.10.4 du DAO énonce que: « Les onduleurs utilisés dans le cadre du projet doivent être dimensionnés de manière à pouvoir livrer la puissance contractuelle de la centrale photovoltaïque, tout en respectant les exigences techniques de raccordement au réseau en matière de contribution en puissance réactive, et ce, à la tension minimale du réseau en condition marginale d’exploitation, combiné à la température maximale dans la plage de température d’opération normale, à l’endroit où sont installés les onduleurs. »

Est-ce qu’Hydro-Québec va effectuer une vérification du dimensionnement des onduleurs lors de l'analyse des soumissions?

R. Oui. Dans le cadre de l'analyse technique des offres, Hydro-Québec vérifiera que la puissance installée des onduleurs (MVA) permet de rencontrer les exigences de contribution en puissance réactive à la puissance contractuelle (MW), en tenant compte des exigences de facteurs de puissance disponible (section 7.2.1 de la norme E.12-01), de tension d'exploitation (section 4.1 de la norme E.12-01) et des plages de températures extérieures de la centrale photovoltaïque (section 1.8.1 du DAO).

S’il est évident qu'une soumission ne peut rencontrer les exigences techniques de raccordement, elle sera rejetée.

Q. L'article 1.10.4 du DAO énonce que: « Les onduleurs utilisés dans le cadre du projet doivent être dimensionnés de manière à pouvoir livrer la puissance contractuelle de la centrale photovoltaïque, tout en respectant les exigences techniques de raccordement au réseau en matière de contribution en puissance réactive, et ce, à la tension minimale du réseau en condition marginale d’exploitation, combiné à la température maximale dans la plage de température d’opération normale, à l’endroit où sont installés les onduleurs. »

Le tableau 1 de la norme E.12-01 spécifie que la plage de tension marginale d'exploitation est 0,94 à 1,06 pu de la tension nominale phase terre du réseau de distribution MT. L'article 6.4 Immunité aux variations de tension de la norme E.12-01 énonce que « L’IPE doit être conçue de façon à pouvoir générer sa pleine puissance d’exploitation lorsque la tension au point de raccordement est maintenue à l’intérieur de +10 % / -12 % de la tension nominale du réseau de distribution BT et à l’intérieur de +10 % / -10 % de la tension nominale du réseau de distribution MT. »

Quelle plage de tension doit être utilisée pour dimensionner les onduleurs d'une IPE raccordée à MT, +10 % / -10 % ou +6 % / -6 % ?

R. Effectivement, dans le cas d'une centrale photovoltaïque raccordée à moyenne tension (MT), la plage de tension marginale d'exploitation est de 0,94 à 1,06 pu de la tension nominale phase-terre du réseau de distribution MT. Ainsi, comme le demande l'article 1.10.4 du DAO, le dimensionnement des onduleurs doit être basé sur la contrainte de contribution de la puissance réactive illustrée à la figure 2 de la norme E.12-01 et sur la plage de température d’opération normale.

Toutefois, conformément aux exigences de la section 6.4 de la norme E.12-01, dans le cas d'une centrale photovoltaïque raccordée à MT, à une tension inférieure à 94%, mais égale ou supérieure à 90% de la tension nominale phase-neutre et à une tension supérieure à 106%, mais égale ou inférieure à 110% de la tension nominale phase-neutre, l'IPE doit pouvoir livrer la puissance active contractuelle tout en répondant aux exigences liées à la puissance réactive et à la tension au point de raccordement. Toutefois, une réduction de la puissance réactive disponible est autorisée dans ces plages de tension. Lors des études techniques réalisées suite à l'attribution du contrat, Hydro-Québec pourrait exiger que la puissance réactive soit priorisée sur la puissance active dans ces plages de tension. Une réduction de la puissance active disponible serait alors autorisée.

Q. En supposant que la limite de 300 mètres entre le réseau moyenne tension 25 kV et le point de raccordement soit respectée et en se basant sur le schéma 18 situé à la page 103 de la norme E.12-01 du 17-11-2025, est-ce qu'Hydro-Québec prévoit une distance maximale entre le disjoncteur principal et l'autosectionneur de l’IPE (point de raccordement de l’IPE) ? (i. e. : un autosectionneur situé à une distance de 125 mètres du disjoncteur principal)

R. Cette réponse est en lien avec la réponse à la question 90. Veuillez consulter aussi la réponse à cette question afin d'obtenir une réponse complète.

Hydro-Québec ne définit pas de distance maximum entre l’autosectionneur et le disjoncteur principal de l'installation de production d'électricité dans le cas d’un raccordement au réseau moyenne tension.

Q. Par rapport à la modélisation PSS/E, la diapositive 24 de la présentation technique indique qu’Hydro-Québec ne demande pas de fournir un modèle détaillé de la centrale en tant que telle. La réponse d’Hydro-Québec Q16 précise que, pour les manufacturiers d’onduleurs qui seront qualifiés par Hydro-Québec, ce travail aura déjà été effectué et les soumissionnaires n’auront pas à fournir le rapport de validation du modèle DERAU1. Le document FDS_AO_SOL_DAED REV1.xlsx, onglet « Modèles PSSE », contient des cellules vertes dans la section « Usager – Propre au site » de la ligne 38 à la ligne 57. L’onglet « FORMULAIRE – ÉTAPE 2 » indique que, pour être admissible, le formulaire d’informations techniques (transporteur) ne requiert pas de signature et doit avoir tous les champs en vert complétés. Les lignes 38 à 57 sont davantage liées à la performance et à la documentation d’un modèle usager d’un manufacturier plutôt qu’à une paramétrisation d’un modèle usager propre au site. Est-ce que les manufacturiers qualifiés fourniront les informations à inclure dans cette section afin de rendre la soumission valide (toutes les cellules vertes complétées), et sans avoir à ajuster leur modélisation PSS/E pour la rendre propre à un site, ainsi que l’information requise en orange dans l’onglet « B.13 »? Autrement dit, si un onduleur qualifié par Hydro-Québec est utilisé, veuillez confirmer que ces sections (« B.13 » et « Modèles PSSE ») peut être laissée vide et sans transmission de modèle PSS/E.

R. Veuillez consulter la réponse à la question 89.

Q. Advenant que le poste électrique (ou de sectionnement) se situe dans les 300 mètres de la ligne triphasé MT d’Hydro-Québec. Quelle est la distance maximum possible entre le point d’interconnexion du poste électrique et le disjoncteur principal de la centrale photovoltaïque ?

R. Le Document d’appel d’offres à la section 1.1 énonce que « Pour les centrales solaires photovoltaïques nécessitant un nouveau raccordement au réseau, les offres doivent être limitées à des points de raccordement localisés à moins de 300 mètres d'un réseau moyenne tension triphasé d’Hydro-Québec. ». Attention de ne pas confondre la localisation du poste électrique (ou de sectionnement) avec celle du point de raccordement. Dans certains cas, comme celui où un soumissionnaire choisirait de construire une ligne privée (voir la réponse à la question 23) entre le point de raccordement et le poste électrique, les deux localisations pourraient être différentes.

Hydro-Québec ne définit pas de distance maximum entre le point de raccordement au réseau d'Hydro-Québec et le disjoncteur principal de l'installation de production d'électricité. Lors des études techniques de raccordement réalisées par le soumissionnaire suite à l'attribution du contrat, ce dernier doit faire la démonstration que la configuration de la centrale retenue permet de respecter toutes les performances attendues par Hydro-Québec au point de raccordement au réseau, tel que la stabilité transitoire et dynamique, la chute de tension et la protection électrique du réseau d’Hydro-Québec. Ces facteurs pourraient alors imposer une limite sur la distance entre le point de raccordement au réseau d'Hydro-Québec et le disjoncteur principal de l'installation de production d'électricité.

Un autre point à considérer est le fait que dans le cas d'un raccordement au réseau moyenne tension, la section 8.9 Autosectionneur MT de la norme E.12-01 [https://www.hydroquebec.com/data/transenergie/pdf/e_12-01_17_novembre_2025.pdf] demande l'installation d'un autosectionneur moyenne tension afin de protéger les équipements en aval du point de raccordement. Ainsi, dans le cas où le disjoncteur principal de l'installation de production d'électricité serait localisé loin du point de raccordement au réseau d'Hydro-Québec, le dimensionnement et les réglages de l'autosectionneur MT devront être ajustés en conséquence.

Un soumissionnaire pourrait aussi choisir de mettre en place un réseau collecteur dans ses installations lorsque les onduleurs de la centrale photovoltaïque sont localisés loin du point de raccordement.

Q. À l’article 1.12.2, il est mentionné l’obligation de modéliser la centrale pour l’étude de réseau. Toutefois, à l’article 1.10.5, vous précisez que les informations à fournir pour la modélisation de la centrale se limitent aux modèles des onduleurs spécifiés. Nous en déduisons donc que la modélisation de la centrale sera effectuée par Hydro-Québec. Pouvez-vous confirmer si c’est bien le cas? Paragraphe 1.10.5 Le soumissionnaire a la responsabilité de fournir les données dûment validées par le manufacturier sélectionné pour la modélisation du comportement électrique de chaque technologie d’onduleur proposée selon le modèle dynamique DERAU1 inclus à la bibliothèque du progiciel PSS/E v8F8ersion 34.8 de la firme Siemens PTI que le Transporteur utilise pour ses études de comportement dynamique. Pour ce faire, il doit se référer à la section « Modélisation du comportement électrique » de l’article 2.9.5 du Formulaire de soumission. Article 1.12.2 (abrégé) Ces études nécessitent, entre autres, l'analyse du comportement dynamique du réseau, ce qui implique obligatoirement la modélisation du comportement électrique de la centrale photovoltaïque proposée par le soumissionnaire. L’intéressé à soumissionner doit se référer à l’article 1.10.5 pour les exigences détaillées.

R. Le modèle PSS/E de la centrale photovoltaïque sera généré par Hydro-Québec, de manière automatisée, à partir des données fournies par le soumissionnaire dans le Document agrégé d’entrée de données (DAED), dans l’onglet B13 et dans les onglets suivant la Fiche Étape 2. Ainsi, en plus des données sur les onduleurs, le soumissionnaire doit fournir des données sur le projet, le réseau collecteur (s’il y a lieu), les systèmes de compensation (s’il y a lieu), les transformateurs (s’il y a lieu), les systèmes de stockage (s’il y a lieu), et les autres équipements électriques de la centrale photovoltaïque.

Un addenda au Document d’appel d’offres (DAO) sera publié sous peu dans lequel des changements seront apportés aux articles 1.12.2 et 1.13.2 venant clarifier les exigences d’Hydro-Québec en ce qui a trait au modèle PSS/E de la centrale photovoltaïque.

L'article 1.10.5 du document d'appel d'offres énonce qu'en ce qui concerne les onduleurs en particulier, le soumissionnaire n'a pas à fournir un modèle détaillé de ceux-ci. Il doit utiliser le modèle dynamique DERAU1 inclus à la bibliothèque du progiciel PSS/E version 34.8. Ceci vise à simplifier la tâche aux soumissionnaires. Si un soumissionnaire choisit d'utiliser un des onduleurs qualifiés par Hydro-Québec, il n'aura pas à fournir de preuves de la fiabilité des modèles à l'aide de données validées. Ce travail aura déjà été effectué auprès des manufacturiers par Hydro-Québec.

Toutefois, si un soumissionnaire choisit d'utiliser un onduleur d'un autre manufacturier ou d'un modèle non qualifié, il devra faire la démonstration de la validité des paramètres de modélisation à l'aide de données dûment validées par le manufacturier en suivant la procédure établie dans la Procédure de validation pour les modèles PSS/E disponibles sur le site https://www.hydroquebec.com/transenergie/fr/raccordement-reseau.html.

Q. Nous avons pris connaissance de la réponse à la Question 60, cependant le fichier DAED est protégé et ne permet pas d’enregistrer ou d’extraire le Formulaire Étape 2 en tant que fichier Excel distinct. Est-ce qu’une version du DAED permettant d’enregistrer le Formulaire Étape 2 séparément en Excel sera rendu disponible ?

R. Merci de nous avoir informés de cet enjeu.

Il n’est plus requis de fournir les onglets de l’étape 2 (Informations techniques) dans un fichier Excel distinct, mais un seul fichier DAED entièrement complété.

Pour plus de clarté, Le soumissionnaire doit transmettre à Hydro-Québec :

• Les Fiches et Formulaires complétés individuellement issus de l’étape 1 du DAED sous format PDF
• Les pièce jointes en support aux Fiches et Formulaires sous format PDF
• Le Formulaire d’informations techniques (Étape 2) en un fichier sous format PDF
• Le DAED complet en format Excel

Ce changement sera reflété dans un prochain addenda.

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.