Hydro-Québec voulait faire de sa nouvelle ligne vers le Massachusetts une vitrine de son immense potentiel d’exportation d’électricité propre.
Son premier hiver s’est plutôt terminé devant les tribunaux.
Trois distributeurs américains, Eversource, National Grid et Unitil, poursuivent la filiale américaine d’Hydro-Québec après que la société d’État eut réduit ses livraisons d’électricité pendant la vague de froid de janvier et février dernier. Hydro-Québec les poursuit à son tour pour récupérer 39,7 millions de dollars américains, soit près de 55 millions de dollars canadiens, que les entreprises ont retenus sur leurs paiements afin de compenser les dommages qu’elles disent avoir subis, rapporte La Presse canadienne.
Les deux procédures ont été déposées le 8 septembre devant la Cour fédérale du Massachusetts. Le registre judiciaire américain montre notamment que la poursuite d’Hydro-Québec est accompagnée des trois contrats d’approvisionnement et des factures contestées.
Le litige devra être tranché par les tribunaux. Mais indépendamment de savoir qui a raison sur l’interprétation juridique des contrats, l’épisode met en lumière un problème beaucoup plus près de chez nous : lorsqu’un véritable froid hivernal frappe simultanément le Québec et la Nouvelle-Angleterre, les énormes surplus d’électricité québécois deviennent soudainement beaucoup moins évidents.
Et cette tension apparaît alors même que le Québec promet d’électrifier toujours davantage son économie.
Une énergie «ferme» qui ne l’était plus huit jours plus tard
Les contrats de 20 ans conclus avec les distributeurs du Massachusetts ne portent pas simplement sur des surplus qu’Hydro-Québec peut exporter lorsqu’elle en a envie.
Ils prévoient une fourniture hydroélectrique «ferme». C’est précisément ce terme que mettent de l’avant les distributeurs américains dans leur poursuite : selon eux, l’électricité devait être livrée de manière ininterrompue, sauf dans les situations expressément prévues aux contrats. Le Boston Globe rapporte que les entreprises veulent maintenant qu’un juge établisse clairement jusqu’où s’étendent ces obligations pour les 19 années restantes de l’entente.
Les livraisons commerciales par la nouvelle ligne New England Clean Energy Connect ont commencé le 16 janvier. Cette interconnexion de quelque 1 100 MW avait justement été présentée comme capable d’alimenter environ un million de foyers et de fournir jusqu’à près du cinquième des besoins électriques du Massachusetts.
À peine huit jours plus tard, la situation a changé.
Selon les distributeurs américains, Hydro-Québec a réduit ou interrompu une partie de ses livraisons pendant 12 journées entre le 24 janvier et le 9 février, alors que le froid faisait exploser simultanément la consommation au Québec et en Nouvelle-Angleterre. Les trois entreprises soutiennent avoir alors dû se tourner vers des sources d’électricité plus coûteuses, notamment des centrales au mazout.
Elles accusent essentiellement Hydro-Québec d’avoir privilégié son marché intérieur alors que leur contrat devait leur garantir une puissance ferme. Selon leur thèse, le grand froid était prévisible et ne constituait pas en lui-même l’urgence exceptionnelle permettant de suspendre les livraisons. La Presse canadienne rapporte qu’elles accusent même Hydro-Québec d’avoir agi de manière discriminatoire en donnant priorité au marché québécois.
Hydro-Québec rejette cette interprétation.
La société d’État soutient que le Québec traversait au contraire une situation exceptionnelle suffisamment grave pour constituer un cas de force majeure. Elle affirme que des mesures de fiabilité ont dû être prises pour stabiliser le réseau et souligne que la vague de froid a eu des conséquences très concrètes au Québec : quelque 15 000 ménages montréalais ont notamment subi une panne, des refuges ont été ouverts et deux personnes âgées sont décédées, selon les arguments déposés devant la cour et rapportés par les médias.
Sa position concernant les quelque 40 millions de dollars américains est également simple : l’électricité qui a effectivement été livrée a été reçue et doit donc être payée. Hydro-Québec soutient que ses clients américains ne pouvaient pas retrancher unilatéralement des dommages encore contestés de leurs paiements.
Le tribunal devra décider laquelle de ces interprétations est conforme aux contrats.
Mais le froid, lui, a déjà rendu son verdict sur une autre question.
Pendant la pointe, le Québec avait lui-même besoin d’électricité
L’hiver dernier n’était certainement pas normal.
Dans son bulletin financier du premier trimestre, Hydro-Québec reconnaît que la demande québécoise a dépassé 38 000 MW pendant sept jours consécutifs, un niveau jamais atteint sur une aussi longue période. La température se situait alors en moyenne 9 °C sous les normales climatiques.
C’est précisément ce qui rend l’épisode intéressant.
Pendant la majeure partie de l’année, le Québec dispose encore d’électricité à exporter. Pendant les grands froids, la situation se renverse. Le chauffage électrique fait bondir les besoins au moment même où le réseau doit être capable de fournir instantanément toute la puissance demandée.
Et Hydro-Québec reconnaît maintenant elle-même que ces conditions ont eu un effet direct sur ses échanges avec l’extérieur.
Dans ses résultats du premier semestre, la société d’État indique avoir réduit ses ventes à court terme en raison de la faible hydraulicité et de la forte sollicitation du réseau de transport. Elle confirme aussi avoir augmenté ses achats d’électricité sur les marchés voisins pour répondre aux besoins du Québec pendant les périodes de froid intense et reconstituer ses réserves énergétiques.
Au premier trimestre seulement, Hydro-Québec chiffre à 1 TWh la diminution de ses ventes hors Québec attribuable notamment au froid et à la gestion de ses réserves. La société précise toutefois que la sécurité de l’approvisionnement du Québec n’a jamais été compromise.
Il faut prendre cette dernière précision au sérieux : le Québec n’était pas à quelques minutes d’un effondrement généralisé du réseau.
Mais il serait tout aussi imprudent d’ignorer ce qui s’est produit.
Hydro-Québec venait de commencer à fournir au Massachusetts une quantité d’électricité présentée comme ferme lorsqu’une véritable pointe hivernale l’a forcée à réduire cette fourniture, acheter davantage d’énergie ailleurs et utiliser ses outils de gestion de pointe pour protéger son propre réseau.
Autrement dit, la marge de sécurité existe encore, mais elle n’est plus aussi confortable que l’immensité des barrages québécois pourrait le laisser croire.
Le problème est connu depuis des années
Cette vulnérabilité n’est d’ailleurs pas une découverte de janvier 2026.
Hydro-Québec planifie depuis plusieurs années une augmentation massive de ses besoins en énergie et surtout en puissance hivernale. Son Plan d’action 2035 prévoit maintenant le développement d’environ 11 000 MW de nouvelles capacités au cours de la prochaine décennie et quelque 200 milliards de dollars d’investissements dans la production, le transport, le réseau et l’efficacité énergétique.
Le défi n’est toutefois pas seulement de produire davantage de térawattheures au cours d’une année.
Il faut pouvoir fournir suffisamment de puissance à 18 h un soir de janvier à -25 °C, y compris lorsque le vent souffle peu et que les besoins de chauffage explosent.
C’est précisément pourquoi Hydro-Québec ne mise pas uniquement sur l’éolien.
Le 22 janvier, quelques jours avant la grande pointe, la société d’État a annoncé qu’elle amorçait les démarches réglementaires pour utiliser la centrale de cogénération de Bécancour lors des pointes hivernales. L’installation peut fournir environ 350 MW, soit l’équivalent de la consommation de 70 000 résidences. Hydro-Québec l’a elle-même présentée comme une «police d’assurance» destinée à maintenir la stabilité et la fiabilité du réseau lors des journées les plus froides.
Cette décision dit beaucoup sur la situation actuelle.
Le Québec possède l’un des plus importants systèmes hydroélectriques au monde, mais Hydro-Québec juge désormais nécessaire de pouvoir faire démarrer une centrale au gaz lorsque la demande atteint ses sommets.
Le problème n’est pas seulement le temps
Il serait cependant trop facile d’attribuer cette situation uniquement aux longs délais nécessaires pour construire de nouveaux barrages et de nouvelles lignes de transport.
Ces délais existent. Mais ils sont aussi le résultat de choix réglementaires, environnementaux et politiques.
Un nouveau barrage hydroélectrique exige des années de planification, d’études, de consultations, d’autorisations et de construction. Il en va de même pour de grandes lignes électriques. Même l’éolien, beaucoup plus rapide à déployer, doit passer par les appels d’offres, le raccordement au réseau, les processus environnementaux et les négociations avec les communautés.
Pendant ce temps, le Québec a fait un choix beaucoup plus radical concernant une autre source de puissance pilotable : il a interdit par la loi la recherche et la production d’hydrocarbures sur l’ensemble de son territoire.
Depuis le 23 août 2022, il est interdit au Québec de rechercher ou de produire du pétrole et du gaz naturel. Le gouvernement présente lui-même le Québec comme le premier État en Amérique du Nord à avoir adopté une telle interdiction. Celle-ci découle de la Loi mettant fin à la recherche et à la production d’hydrocarbures, adoptée par l’Assemblée nationale en 2022. Le gouvernement du Québec résume ici cette interdiction.
Il s’agit d’un choix politique assumé, adopté dans le cadre des objectifs québécois de transition énergétique et de carboneutralité. Québec expliquait explicitement au moment de l’adoption de la loi que l’abandon de l’exploitation des hydrocarbures découlait de ses engagements climatiques.
Or, le gaz naturel possède précisément une caractéristique dont Hydro-Québec reconnaît aujourd’hui avoir besoin : une centrale thermique peut fournir de la puissance pilotable au moment où le réseau la réclame, indépendamment du vent ou de l’ensoleillement.
La centrale de Bécancour en constitue presque ironiquement la démonstration.
Hydro-Québec refuse de faire du gaz naturel une composante normale de son développement énergétique et prévoit alimenter Bécancour avec du gaz naturel renouvelable. Mais lorsqu’elle cherche une solution rapidement mobilisable aux pointes hivernales, c’est malgré tout vers une turbine alimentée au gaz qu’elle se tourne.
Cela ne signifie pas qu’une centrale au gaz peut remplacer les barrages du Québec ou régler à elle seule les besoins futurs d’Hydro-Québec. Mais elle met en évidence le coût d’une stratégie qui réduit volontairement le nombre d’options énergétiques disponibles alors même que la demande augmente rapidement.
Une course entre la demande et la production
Pendant ce temps, Québec veut électrifier davantage le chauffage, les transports et l’industrie, attirer de nouveaux projets économiques énergivores et continuer à honorer des contrats d’exportation à long terme.
Hydro-Québec prévoit qu’il faudra produire beaucoup plus, économiser davantage et renforcer considérablement le réseau. Son plan prévoit 11 000 MW de nouvelles capacités et environ 200 milliards de dollars d’investissements d’ici 2035.
Ces projets existent donc bel et bien. La question est de savoir s’ils arriveront suffisamment vite.
L’hiver 2026 vient d’offrir un aperçu de ce que peut produire l’intervalle entre les ambitions d’électrification et la disponibilité réelle de nouvelles capacités : pour une société d’État qui veut vendre au monde l’image d’une véritable puissance énergétique, la première grande épreuve hivernale de son nouveau contrat avec le Massachusetts fait mauvaise figure.
Le paradoxe est difficile à manquer.
Le Québec réduit ses exportations d’électricité pendant les grands froids. Il achète lui-même de l’électricité à l’extérieur lorsque son réseau est fortement sollicité. Hydro-Québec prépare une centrale au gaz comme assurance contre les pointes. Dans le même temps, la province interdit légalement l’exploration et la production des hydrocarbures présents sur son propre territoire.
Nous ne manquons donc pas simplement de temps. Nous devons aussi vivre avec les conséquences des choix énergétiques et réglementaires que nous avons faits.
Si les nouvelles capacités de production et de puissance ferme continuent d’arriver plus lentement que la croissance de la demande, les pointes hivernales risquent de devenir de plus en plus difficiles à gérer avant que la situation ne s’améliore.
Le litige du Massachusetts porte officiellement sur 39,7 millions de dollars américains, mais la question beaucoup plus importante est de savoir combien de mégawatts de marge il restera au Québec lors du prochain véritable coup de froid.
