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

Q: Nous souhaitons qu’Hydro-Québec raccorde notre centrale directement à son poste de distribution, comme il est prévu dans l’appel d’offres. Nous comprenons que le point de raccordement proposé ne doit pas être dans le poste, mais peut-il se trouver sur la parcelle appartenant à Hydro Québec adjacent au poste, ou est-ce interdit également?

R: Dans le cadre de l’ appel d'offres 2025-01, les centrales seront raccordées soit à un poste distributeur (pour un raccordement BT), soit à une ligne de distribution existante (pour un raccordement MT). Aucune centrale ne sera raccordée directement à un poste satellite par l’entremise d’une ligne dédiée. En ce qui concerne les coordonnées du point de raccordement, elles ne peuvent pas se trouver sur un cadastre appartenant à Hydro-Québec.

À la lecture de votre question, Hydro-Québec souhaite clarifier deux concepts : celui de poste distributeur et celui de poste satellite, aussi parfois appelé poste de distribution.

Un poste distributeur est défini à la section 1.11.4 du document d’Appel d’offres comme suit : « Aux fins du présent appel d’offres, un poste distributeur est un poste de transformation d’Hydro-Québec à usage exclusif du client, dont seuls les ouvrages civils appartiennent au client, aménagé sur la propriété à desservir et qui alimente un coffret de branchement de plus de 600 A en basse tension (le « poste distributeur »). » Un poste distributeur est donc un poste de transformation de la moyenne à la basse tension qui sert à desservir un seul client.

Un poste satellite est quant à lui défini par Hydro-Québec comme suit : « Installation de grande dimension, extérieure ou intérieure, située au confluent de plusieurs lignes électriques et qui contient l’appareillage nécessaire à la transformation de la haute tension en moyenne tension. » Un poste satellite est donc un poste de transformation de la haute à la moyenne tension et sert à alimenter les lignes d’Hydro-Québec.

Pour plus de clarté, nous vous référons aux pages 14 et 16 du document de la présentation de la conférence technique Document de présentation de la conférence technique [PDF 2,5 Mo] qui illustrent à l’aide de schémas les différents types de raccordements possibles dans le cadre de l’AO 2025-01. À noter qu’un raccordement à un poste satellite n’est pas proposé.

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.

Q :  À la réception des réponses de DOT, nous constatons qu’elles contiennent très peu de détails techniques. Sans indications supplémentaires, il est difficile pour un promoteur d’ajuster la localisation ou la puissance de son projet. Afin de présenter les propositions les plus adaptées, serait-il possible d’obtenir davantage de précisions sur les contraintes identifiées ?

R : Dans le cadre d'un appel d'offres, afin d'assurer un traitement équitable entre les intéressés à soumissionner, il n'est pas possible de fournir plus d'information concernant la localisation ou la puissance admissible.

À cet effet, l'onglet "guide" du classeur de DOT a été mis à jour afin de fournir une interprétation des réponses d'Hydro-Québec pour une DOT.

Q. Il est mentionné dans l'article 1.2 du document d'appel d'offres que la DGDL doit être établie sans anticiper l’assujettissement possible à la procédure d’évaluation et d’examen des impacts environnementaux (le « PEEIE »). Pourriez-vous s'il vous plait apporter des précisions par rapport aux critères (type de site, puissance....) qui impliqueraient un assujettissement à la PEEIE ?

R. Il est de la responsabilité de l’intéressé à soumissionner d’établir si son projet est assujetti à la procédure d’évaluation et d’examen des impacts environnementaux (le « PEEIE »). Pour plus d’informations, vous pouvez consulter le site du Ministère de l’Environnement, de la Lutte contre les changements climatiques, de la Faune et des Parcs (MELCCFP). Hydro-Québec demande aux intéressés à soumissionner d’établir leur DGDL sans égard au délai requis par souci d’équité.

Q. À la section 2.3.3.2, il est bien indiqué que "Tout soumissionnaire qui apporterait des changements significatifs à la structure légale proposée impliquant un changement à l'égard des entités qui le composent, de leurs rôles ou de leurs participations avant la signature du contrat d’approvisionnement pourrait voir sa soumission jugée non conforme." Puisque cette exigence est incluse à la section "Participation communautaire", nous supposons que HQ s'inquiète davantage d'un changement important de % de Participation pour le Milieu local que pour les actionnaires privés. Compte tenu des conséquences fondamentales d'un rejet de soumission, il apparaît nécessaire que HQ précise ce qu'elle entend par "changement significatif".

R. Toute participation communautaire et/ou participation d'une communauté autochtone qui apparait à une soumission doit être présente à la structure légale du fournisseur au moment de la signature du contrat sans quoi la soumission sera rejetée.

Q. Bonjour, Nous aimerions avoir des clarifications au sujet de la répartition de potentielles primes et/ou subventions mentionné à l'article 1.5 du document d'appel d'offres et à l'article 9.3 du contrat-type. Cette répartition inclut-elle les primes et/ou subventions obtenues pour des études réalisées avant le dépôt de la soumission (que celles-ci aient été payées ou non au moment du dépôt)? Meilleures salutations

R. En vertu de l’article 1.5, le prix de départ doit être établi sans égard aux primes et/ou subventions dont l’octroi et/ou le montant est incertain.

Q. Advenant un assujettissement à la PEEIE pour un projet dont la DGDL était fixée au 1er décembre 2029 lors du dépôt de la soumission, Hydro-Québec peut-elle confirmer que l'inflation (IPC ou IPCP) choisie par le soumissionnaire pour la période avant la date de livraison sera également applicable jusqu'à la nouvelle DGDL (au plus tard le 1er décembre 2031) ?

R. Advenant la sélection d’un projet qui verrait sa DGDL fixée au 1^er décembre 2029 être repoussée plus loin dans le temps en raison de l’assujettissement du projet à la PEEIE, le prix de départ offert restera le même et la formule de prix choisie par le soumissionnaire continuera de s’appliquer sans pénalités.

Q. Pourriez-vous confirmer si un projet demeure admissible lorsque la centrale solaire elle-même est située hors zone agricole, mais que son point de raccordement (poste / ligne) se trouve sur un terrain régi par la CPTAQ ? Plus précisément, l’article 1.3 – Modalités d’admissibilité et origine de la production – indique que « les équipements de production […] situés dans une zone agricole […] ne sont pas admissibles ». Cette restriction vise-t-elle uniquement l’emprise où sont implantés les modules photovoltaïques, ou s’applique-t-elle également aux infrastructures de raccordement ? Merci

R. L’article 1.3 du document d’appel d’offres indique que, ne sont pas admissibles, 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).

Aux fins de l’appel d’offres, la centrale photovoltaïque inclut les panneaux solaires photovoltaïques, les onduleurs, le poste de départ (si applicable), le poste de sectionnement (si applicable), les stations météorologiques, les chemins d'accès, les terrains requis pour l'implantation des panneaux solaires photovoltaïques, des onduleurs et le passage du réseau collecteur (si applicable) et tout autre équipement, appareillage, immeuble ou ouvrages connexes appartenant au Fournisseur, ou à l’égard desquels il détient des droits, servant à produire et à livrer de l'électricité jusqu’au point de livraison.

Q. Conformément à la section 2.3.1, HQ prévoit actualiser le coût de l’électricité sur toute la durée du contrat d’approvisionnement en dollars de 2026. Pour des raisons stratégiques évidentes, HQ peut-elle partager les hypothèses financières qui seront utilisées, notamment le taux d’actualisation ainsi que l’IPC prévisionnel sur 20 et 25 ans?

R. Tel qu’indiqué à l’annexe 2 document d’appel d’offres, l’indice de référence pour indexer la formule de prix à l’IPC sera le suivant :

Indice des prix à la consommation, Statistique Canada. Tableau 18-10-0004-01 (2002=100) Indice des prix à la consommation mensuel, non désaisonnalisé. Canada; ensemble des catégories.

Le taux d’actualisation qui sera utilisé est encore inconnu à l’heure actuelle. Ce sera le coût de capital prospectif d’Hydro-Québec dans ses activités de distribution en vigueur au moment de l’évaluation des soumissions en 2026. À titre illustratif, le coût de capital prospectif actuellement en vigueur est de 5.788% (https://www.regie-energie.qc.ca/fr/participants/dossiers/R-4270-2024/doc/R-4270-2024-A-0139-Dec-Dec-2025_02_20.pdf).

Hydro-Québec utilisera une prévision d’inflation d’une institution reconnue. Afin de tenir compte de tout changement de perspective macroéconomique, le choix de la prévision à utiliser tiendra compte des mises à jour disponibles au moment de l’évaluation des soumissions en 2026.

Q. En complément de la section 2.3.3.1, HQ peut-elle clarifier quelle superficie du site utilisée par la centrale solaire PV doit être artificialisée ou dégradée pour satisfaire aux exigences du critère? À titre d’exemple, nous supposons qu’une centrale solaire PV où tous les panneaux seraient installés sur une surface artificialisée obtiendrait les 10pts même si le raccordement ou le poste de sectionnement prévoit un « faible » empiètement sur un milieu boisé par exemple. Plusieurs scénarios sont ainsi possibles, et une clarification d’HQ sur le % minimal de l’empiètement en zone artificialisée ou dégradée pour obtenir les 10pts semble requise.

R. Aux fins de l’appel d’offres, la centrale photovoltaïque inclut les équipements de production et le réseau collecteur, et tout autre équipement, appareillage, immeuble ou ouvrages connexes appartenant au fournisseur, ou à l’égard desquels il détient des droits, servant à produire et à livrer de l'électricité jusqu’au point de livraison.

Ainsi, pour obtenir l’entièreté des points attribuables à ce critère, 100% de la superficie de la surface utilisée par la centrale photovoltaïque doit être artificialisée ou dégradée.

Nonobstant ce qui précède, Hydro-Québec considère la possibilité d’attribuer une partie du pointage à un projet pour lequel moins de 100% de la superficie de la surface utilisée par la centrale photovoltaïque est artificialisée dans la mesure où tous les panneaux solaires sont installés sur une surface artificialisée ou dégradée. Le cas échéant, une précision sera apportée à cet effet à la section 2.3.3.1 du document d’appel d’offres au moyen d’un addenda.

Hydro-Québec souhaite rappeler que pour toute centrale photovoltaïque visant la revalorisation d’un site, le soumissionnaire devra alors démontrer, dans le plan d’implantation requis au Formulaire de soumission, que la surface visée était déjà artificialisée et/ou un site dégradé au lancement de l’Appel d’offres.