Aide à la décision · Arbitrage
Bêta
Simulateur énergétique du Québec (2025-2050)
Version bêta 0.5.3
Scénario en cours :
Résultat du scénario
Indicateurs en
Premier déficit de puissance
Écart en énergie en 2035
Hausse du coût moyen d’ici 2035
GES évités en 2035
GES évités hors Québec en 2035
Réseaux voisins
Intensité carbone moyenne de l’électricité consommée, en grammes de CO₂ équivalent par kWh, cycle de vie des centrales et importations comprises.
Au Québec, jour par jour
Bilan en énergie
Lire ce graphique : couleurs, hachures, axe
- Besoins : besoins sans économies, Québec et exportations. Tout ce qui est coloré doit les atteindre.
- Économies d’énergie, la « centrale virtuelle » : chaque TWh économisé est un TWh qu’on n’a pas à produire. Elles s’empilent au sommet de la production.
- En gris, l’offre existante : hydro, éolien existant, Labrador (contrat de 1969). En couleur, ce qui s’ajoute.
- Bleu hachuré : dépend de l’option retenue pour Churchill Falls.
- Rouge hachuré : besoins résiduels à combler, par des importations temporaires ou d’autres solutions, comme dans les bilans d’Hydro-Québec.
- Bande sous les années : écart entre l’offre et les besoins, vert pour un surplus, rouille pour un déficit.
- Axe : TWh par année, une marche par année. Il commence à 100 TWh.
Pointe d’hiver, un matin de grand froid
Lire ce graphique : couleurs, hachures, axe
- Besoins : besoins à la pointe sans économies, réserve comprise. Tout ce qui est coloré doit les atteindre.
- Économies d’énergie, la « centrale virtuelle » : chaque GW économisé à la pointe est un GW qu’on n’a pas à fournir. Elles s’empilent au sommet de la production.
- En gris, l’offre existante, en contribution à la pointe. En couleur, ce qui s’ajoute.
- Bleu hachuré : dépend de l’option retenue pour Churchill Falls.
- Gris pointillé : achats de court terme aux marchés voisins.
- Violets : batteries, thermique de pointe et gestion de la demande.
- Rouge hachuré : besoins résiduels à combler, par des importations temporaires ou d’autres solutions, comme dans les bilans d’Hydro-Québec.
- Bande sous les années : écart entre l’offre et les besoins, vert pour un surplus, rouille pour un déficit.
- Axe : GW disponibles un matin de grand froid, une marche par hiver. Il commence à 30 GW.
Coût moyen et prix payé
Lire ce graphique : la zone rouge
¢/kWh en dollars de 2025. La zone rouge, où le coût dépasse le plafond, est l’écart à financer autrement : État, dette ou autres clients.
Factures de ménages types en 2035
Dollars de 2025, taxes exclues : au tarif de 2025, en 2035.
Vos décisions
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Les rythmes de construction démarrent après un délai de mise en service. Une décision prise aujourd’hui agit après un délai de 1 à 15 ans selon la filière, indiqué sous chaque curseur.
Conditions2 réglagesCe ne sont pas des décisions : apports en eau et durée, pour tester la météo et le climat
Repères et sources
Repères : −42 TWh en 2023, −35 en 2024 et −33 en 2025 par rapport à la normale (Hydro-Québec, résultats financiers 2025). Le modèle annuel ne représente pas les réservoirs pluriannuels, qui amortissent une partie d’un épisode sec : l’effet d’un épisode court y est probablement surestimé. Depuis 1943, les réservoirs ont reçu en moyenne de quoi produire 222,4 TWh par an, et trois années aussi basses de suite ne s’étaient pas vues depuis 1961-1963 (État de l’énergie au Québec 2026, graphique 13, p. 19).
Hypothèses et sources
La liste des paramètres et hypothèses utilisés avec leurs sources.
| Paramètre | Valeur | Statut | Source |
|---|---|---|---|
| Demande et pointe | |||
| Ventes d’électricité au Québec en 2025, normalisées | 182 TWh | Dérivé de sources | Hydro-Québec prévoit des ventes de 182 TWh au Québec en 2026 (Plan d’approvisionnement 2027-2041) ; 184,9 TWh en 2025, année froide. Source |
| Besoins à la pointe d’hiver 2025-2026 (prévision normalisée) | 40 599 MW | Sourcé | État d’avancement 2025 du plan d’approvisionnement : 40 599 MW pour l’hiver 2025-2026. Le Plan d’action 2035 cite une pointe moyenne d’environ 41 500 MW ; record de 43 134 MW en février 2023. Source |
| Marge de réserve exigée en pointe | 12 % | Sourcé | État d’avancement 2025 : réserve de 4 725 MW pour 40 599 MW de besoins à la pointe en 2025-2026 (11,6 %). Source |
| Baisse de pointe par TWh économisé | 167 MW par TWh/an | Dérivé de sources | 3 500 MW de puissance pour 21 TWh d’économies d’énergie d’ici 2035 (Plan d’action 2035). Source |
| Poids des grands projets à la pointe | 125 MW par TWh/an (fourchette : 100 à 135) | Hypothèse de modélisation | Calcul : 1 TWh par an consommé à un facteur d’utilisation de 85 à 100 % appelle de 114 à 134 MW ; 125 MW correspond à environ 90 %. |
| Part de la sobriété appliquée au transport et au chauffage électrifiés | 100 % (fourchette : 50 à 100 %) | Hypothèse de modélisation | Hypothèse : le même taux de sobriété s’applique aux kilomètres parcourus et au chauffage converti. Fourchette de 50 à 100 % du taux général. |
| Transport électrique | |||
| Parc de véhicules personnels | 5 000 000 véhicules | Sourcé | 5 millions de véhicules personnels. Source |
| Consommation annuelle d’un véhicule électrique | 3 150 kWh/an | Sourcé | 15 000 km par an à 21 kWh/100 km. Source |
| Part du parc électrifiée en 2025 | 7 % | Dérivé de sources | 403 138 véhicules électriques légers immatriculés au 30 juin 2025, dont environ 29 % d’hybrides rechargeables ; soit environ 7 % des 5 millions de véhicules en équivalent tout électrique. Source |
| Impact d’un véhicule électrique à la pointe d’hiver | 1,20 kW | Sourcé | Hydro-Québec estimait l’impact moyen à 0,6 kW par véhicule ; la FCEI l’évaluait à 1,2 à 1,5 kW si la pointe survient le soir (recharge non pilotée, 2017). Valeur de la FCEI retenue, deux fois celle d’Hydro-Québec. Source |
| Essence consommée par un véhicule thermique | 1 335 L/an | Dérivé de sources | 15 000 km par an à 8,9 L/100 km, consommation moyenne d’un véhicule au Canada (Régie de l’énergie du Canada, 2017). Source |
| Émissions par litre d’essence | 2,30 kg CO₂/L | Sourcé | La combustion d’un litre d’essence produit environ 2,3 kg de CO₂ (Ressources naturelles Canada). Source |
| Contenu énergétique d’un litre d’essence | 8,90 kWh/L | Sourcé | Un litre d’essence contient l’énergie équivalant à 8,9 kWh d’électricité (Ressources naturelles Canada). Source |
| Bâtiments, industrie et hydrogène | |||
| Énergie fossile utilisée pour chauffer les bâtiments | 32 TWh | Dérivé de sources | Ordre de grandeur : le gaz naturel compte pour 8 % de l’énergie du secteur résidentiel et 27 % du commercial et institutionnel ; le mazout pour environ 4 % du résidentiel. Source |
| Électricité requise pour remplacer le chauffage fossile | 0,32 kWh élec. par kWh fossile (fourchette : 0,27 à 0,80) | Hypothèse de modélisation | Hypothèse : chauffage fossile de rendement 80 % remplacé par une thermopompe. Hydro-Québec indique un rendement une à trois fois supérieur à celui des plinthes ; la fourchette va d’une thermopompe performante (0,27) à un chauffage à résistance (0,8). Source |
| Poids du chauffage électrique à la pointe | 500 MW par TWh/an | À valider | Ordre de grandeur. |
| Émissions du chauffage fossile | 0,19 Mt par TWh | Dérivé de sources | Gaz naturel : 1 891 g de CO₂ par m³, soit environ 0,18 Mt par TWh ; mazout léger n° 2, celui du chauffage : 2 735 g de CO₂e par litre pour 10,69 kWh, soit environ 0,26 Mt par TWh ; pondéré selon la part du gaz dans les bâtiments. Source |
| Énergie fossile remplacée par TWh d’électricité (procédés industriels) | 1,40 TWh fossile par TWh élec. (fourchette : 1 à 3) | Dérivé de sources | L’industrie québécoise perd 34 % de l’énergie qu’elle consomme au moment de l’usage, contre 75 % pour les transports (État de l’énergie au Québec 2026, p. 40) ; un procédé électrique en perd beaucoup moins. Calcul de Pareto : 1 kWh d’électricité remplace environ 1,4 kWh de combustible, moins pour la chaleur à très haute température, davantage avec une thermopompe industrielle. Source |
| Émissions des combustibles fossiles remplacés (procédés industriels) | 0,20 Mt par TWh fossile | Dérivé de sources | Gaz naturel : environ 0,18 Mt par TWh ; mazout : environ 0,26 Mt par TWh. Le gaz naturel domine la chaleur industrielle : valeur pondérée de 0,20 Mt par TWh. Source |
| Poids de l’électrification des procédés industriels à la pointe | 110 MW par TWh/an (fourchette : 60 à 130) | Hypothèse de modélisation | Hypothèse : charge assez régulière (procédés en continu), dont une partie pilotable hors pointe. Une chaleur stockée, comme celle d’une batterie thermique rechargée la nuit, peut s’effacer à la pointe et ferait baisser ce poids ; aucune installation québécoise n’étant documentée, la valeur n’en tient pas compte. |
| Énergie fossile remplacée par TWh d’électricité (camions, autobus, équipement hors route) | 2,50 TWh fossile par TWh élec. (fourchette : 2,10 à 2,90) | Dérivé de sources | En conditions réelles, 91 camions électriques européens consomment 65 % moins d’énergie qu’un diesel moyen et 53 % moins que le meilleur diesel (ICCT, Ragon, 2025), soit un rapport de 2,1 à 2,9. Valeur de 2,5 pour tenir compte de l’hiver : les autobus de la STM consomment 26 % de plus au froid (Concordia, 2025). Source |
| Émissions du diesel remplacé (camions, autobus, équipement hors route) | 0,26 Mt par TWh fossile | Dérivé de sources | Diesel : 2 730 g de CO₂ par litre pour environ 10,7 kWh, soit environ 0,26 Mt par TWh. Source |
| Poids de l’électrification des camions et autobus à la pointe | 100 MW par TWh/an (fourchette : 60 à 150) | Hypothèse de modélisation | Hypothèse : recharge surtout au dépôt, la nuit, hors pointe, mais des autobus et des camions de livraison rechargent aussi le jour. Hydro-Québec emploie des profils de recharge distincts par catégorie de véhicules, sans les publier (Plan d’approvisionnement 2027-2041, p. 17). Source |
| Essence remplacée par TWh d’électricité (petits moteurs) | 10 TWh fossile par TWh élec. (fourchette : 9 à 14) | Dérivé de sources | À heures d’usage égales, CARB estime de 1,1 à 1,5 L d’essence remplacés par kWh d’électricité, soit de 10 à 14 kWh d’essence, selon que l’équipement est professionnel ou résidentiel (2021, annexe I, tableaux C-8 et C-9). Saidani et Kim (2021) donnent environ 1 L contre 1 kWh par heure pour une tondeuse poussée, soit 9 kWh. Valeur retenue : 10, la plus basse des deux de CARB. Source |
| Importations d’hydrocarbures par TWh d’énergie fossile | 54 M$ par TWh | Dérivé de sources | Environ 14 G$ d’hydrocarbures importés par an pour environ 258 TWh d’énergie fossile (52 % de 496 TWh en 2022). Source |
| Hydrogène : électricité requise par rapport à l’électrification directe (bas de fourchette) | 2 fois | Sourcé | Les carburants à base d’hydrogène demandent 2 à 14 fois plus d’électricité que les solutions d’électrification directe, selon les usages et les technologies (rendement de 10 à 35 % de l’électricité à l’énergie utile). Source |
| Hydrogène : électricité requise par rapport à l’électrification directe (haut de fourchette) | 14 fois | Sourcé | Ueckerdt et al., Nature Climate Change, 2021. Source |
| Électricité consacrée à l’hydrogène vert en 2025 | 0,20 TWh par an | Dérivé de sources | Chaire de gestion du secteur de l’énergie, HEC Montréal, État de l’énergie au Québec 2026, tableau 6, p. 24 : 23 MW d’électrolyseurs en exploitation, Air Liquide à Bécancour (20 MW, 8 200 kg d’hydrogène par jour) et Tulig Énergie à la mine Raglan (3 MW). En continu sur une année : 23 MW × 8 760 h = 0,20 TWh. Déjà compris dans la demande de 2025. Source |
| Rendement de l’électrolyse, compression et station comprises | 51 % | Sourcé | Ministère des Transports du Québec (2024), banc d’essai gouvernemental sur les véhicules à pile à combustible : 55,4 kWh par kg d’hydrogène à l’électrolyseur (p. 24), plus environ 9 kWh/kg pour la compression et la station (p. 27), soit 64,8 kWh/kg ; 33,3 kWh/kg (PCI) ÷ 64,8 = 51 %. Valeur mesurée au Québec et la plus prudente retenue : l’AIE donne 63 % pour l’électrolyse seule en 2024 (Global Hydrogen Review 2025, annexe, p. 6). Les pertes de conversion en carburants de synthèse ne sont pas comptées. Source |
| Émissions du combustible que l’hydrogène vert remplace (gaz naturel) | 0,18 Mt par TWh fossile | Dérivé de sources | Choix conservateur : l’hydrogène vert est supposé remplacer du gaz naturel, le moins émetteur des deux combustibles retenus pour l’industrie (environ 0,18 Mt par TWh, contre 0,26 pour le diesel), ce qui donne le plus petit potentiel de décarbonation. Source |
| Poids de la production d’hydrogène à la pointe | 30 MW par TWh/an (fourchette : 0 à 125) | Hypothèse de modélisation | Hypothèse : électrolyseurs en grande partie interruptibles pendant la pointe d’hiver ; de 0 (totalement interruptibles) à 125 MW par TWh (marche continue). |
| Ressources existantes | |||
| Énergie disponible des ressources existantes, éolien existant compris, hydraulicité normale (équivalent ventes) | 212 TWh/an | Dérivé de sources | Ventes totales (Québec et hors Québec) des années à hydraulicité proche de la normale : 208,9 TWh (2018), 210,8 TWh (2021) et 216,2 TWh (2022, dont 180,6 au Québec et 35,6 hors Québec). Source |
| Repère : baisse des apports en eau observée lors d’une année sèche | 33 TWh/an | Sourcé | Hydro-Québec : apports inférieurs à la normale de 42 TWh (2023), 35 TWh (2024) et 33 TWh (2025). Source |
| Capacité disponible à la pointe, ressources existantes | 45 850 MW | Dérivé de sources | État d’avancement 2024 : besoins de 45 603 MW, réserve incluse, pour l’hiver 2025-2026, dont 1 250 MW non couverts par les moyens existants et engagés ; les marchés de court terme peuvent fournir jusqu’à 1 500 MW. D’où environ 44 350 + 1 500 MW. Source |
| Parcs éoliens existants (inclus dans les ressources existantes) | 4 200 MW | Sourcé | Puissance éolienne installée au Québec : 4,2 GW en juin 2026 (Association canadienne de l’énergie renouvelable). Affichée à part dans les graphiques. Source |
| Part de la production nouvelle livrée aux clients, après pertes | 93 % | Sourcé | Taux de perte global de 7,3 % retenu par Hydro-Québec pour établir ses besoins (décision D-2026-033 de la Régie). Source |
| Achats de puissance de court terme aux marchés voisins (compris dans la capacité existante) | 1 500 MW | Sourcé | Contribution en puissance des marchés de court terme voisins et québécois, par produits de puissance ou partage de réserve : 1 500 MW (État d’avancement 2024). Source |
| Nouvelles filières et délais | |||
| Éolien déjà commandé, en plus des parcs existants | 3 500 MW | À valider | 3 500 MW commandés selon L’actualité (2024), dont une partie est peut-être déjà en service et comptée dans les 4,2 GW existants : à valider. Source |
| Fin de la mise en service de l’éolien déjà commandé | 2029 | Dérivé de sources | Appel d’offres A/O 2023-01 : livraisons entre le 1er décembre 2027 et le 1er décembre 2029. Source |
| Contribution de l’éolien existant à la pointe d’hiver | 37 % | Sourcé | 1 484 MW de contribution en pointe pour 4 000 MW éoliens, dans le bilan de puissance d’Hydro-Québec. Source |
| Contribution de l’éolien commandé et nouveau à la pointe d’hiver | 21 % | Sourcé | Plan d’approvisionnement 2027-2041 : environ 11 000 MW d’éolien ajoutés d’ici 2041 contribuent pour 2 300 MW au bilan de puissance (21 %). Le Plan d’action 2035 retenait environ 15 %. Source |
| Facteur d’utilisation de l’éolien | 35 % | Sourcé | Facteur d’utilisation contractuel moyen de 35,1 % pour 38 contrats éoliens ; 33,0 % observé sur 18 parcs (Hydro-Québec Distribution au BAPE). La Régie retient 35 %. Source |
| Facteur d’utilisation des nouvelles centrales hydro | 59 % | Dérivé de sources | Complexe de la Romaine : 1 550 MW pour une production annuelle moyenne de 8 TWh (59 %). Source |
| Facteur d’utilisation du suréquipement | 11 % | Dérivé de sources | Plan d’approvisionnement 2027-2041 : 9 000 MW d’hydroélectricité ajoutés d’ici 2041 (hausses de puissance, réserve pompée) pour seulement 9 TWh d’énergie (environ 11 %), mais 8 600 MW en pointe. Source |
| Facteur d’utilisation du solaire | 17 % | Dérivé de sources | Plan d’approvisionnement 2027-2041 : 2 750 MW de solaire ajoutés d’ici 2041 pour 4 TWh (environ 16,6 %), sans contribution à la pointe. Source |
| Contribution des batteries à la pointe | 100 % (fourchette : 50 à 100 %) | Dérivé de sources | Plan d’approvisionnement 2027-2041 : environ 500 MW de batteries d’ici 2035, comptés pour 500 MW au bilan de puissance. Fourchette conservée pour des pointes de longue durée. Source |
| Délai de mise en service : éolien | 4 ans | Sourcé | Hydro-Québec : 3 à 5 ans pour l’éolien terrestre. Source |
| Délai de mise en service : nouvelle centrale hydro | 15 ans | Dérivé de sources | Le PGIRE évoque un cycle de développement d’environ 15 ans pour les nouveaux complexes hydroélectriques. Hydro-Québec indique 8 à 10 ans pour la réalisation ; L’actualité (2024) parle d’environ 20 ans pour un barrage. Source |
| Délai de mise en service : suréquipement | 6 ans (fourchette : 4 à 8) | Hypothèse de modélisation | Hypothèse : le Plan d’action 2035, publié en 2023, prévoit 2 000 MW de remplacement de groupes turbine-alternateur d’ici 2035. Source |
| Délai de mise en service : solaire | 2 ans | Sourcé | Hydro-Québec : de 18 mois à 5 ans pour le solaire. Source |
| Délai de mise en service : batteries | 2 ans (fourchette : 1 à 3) | Hypothèse de modélisation | Hypothèse : délai d’installation de batteries raccordées au réseau. |
| Délai de mise en service : gestion de la demande | 1 an (fourchette : 1 à 2) | Hypothèse de modélisation | Hypothèse : délai de déploiement de programmes de gestion de la demande (tarifs, thermostats pilotés). |
| Thermique de pointe : centrale de Bécancour remise à niveau | 350 MW | Sourcé | Plan d’approvisionnement 2027-2041 : mise à niveau de la centrale de TCE à Bécancour en centrale de pointe, 350 MW, alimentée au gaz de source renouvelable. Source |
| Mise en service de la centrale de pointe de Bécancour | 2030 | Sourcé | La centrale de turbines à gaz de Bécancour, en réfection, devrait entrer en service dès 2030. Source |
| Churchill Falls | |||
| Énergie de Churchill Falls reçue par Hydro-Québec (équivalent ventes) | 30 TWh/an | Dérivé de sources | La centrale existante de Churchill Falls (5 428 MW) fournit environ 15 % de l’électricité d’Hydro-Québec, soit environ 30 TWh. Source |
| Puissance de Churchill Falls achetée par Hydro-Québec | 4 800 MW | Sourcé | Le contrat de 1969 donne à Hydro-Québec la quasi-totalité de la production : 4 800 des 5 428 MW, à 0,2 ¢/kWh depuis 1996. Source |
| Entente : part de Churchill Falls renouvelée pour Hydro-Québec après 2041 | 3 660 MW | Sourcé | Entente-cadre d’août 2026 : renouvellement du contrat de Churchill Falls pour 51 ans, pour 3 660 MW (contre environ 4 800 MW aujourd’hui). Source |
| Fin du contrat de 1969 (31 août) | 2041 | Sourcé | Contrat de 40 ans renouvelé automatiquement une seule fois, pour 25 ans, le 1er septembre 2016 ; il expire le 31 août 2041. Hydro-Québec reste actionnaire de CF(L)Co à 34,2 %. Source |
| Prix actuel de l’électricité de Churchill Falls | 0,20 ¢/kWh | Sourcé | 0,2 ¢/kWh jusqu’en 2041 selon le contrat de 1969. Source |
| Entente : prix de l’énergie existante, de 2027 à 2040 | 2 ¢/kWh (fourchette : 1,80 à 5,10) | Hypothèse de modélisation | L’entente de 2026 prévoit une hausse progressive du prix à partir de 1,8 ¢/kWh en 2027 ; la moyenne annoncée pour l’énergie existante est de 5,1 ¢/kWh sur toute la durée. Valeur de 2 ¢ reprise du profil de l’entente de 2024. Source |
| Entente : prix de l’énergie existante après 2041 | 7 ¢/kWh (fourchette : 5,10 à 7,40) | Hypothèse de modélisation | Profil de l’entente de 2024 (7 ¢/kWh de 2041 à 2075). L’entente de 2026 annonce une moyenne effective de 7,4 ¢/kWh sur 50 ans selon une source, 6,2 ¢/kWh selon le gouvernement. Source |
| Entente : puissance additionnelle engagée (Gull Island et hausse de puissance de Churchill Falls) | 3 255 MW | Sourcé | Entente-cadre d’août 2026 : 3 255 MW engagés pour Gull Island et l’augmentation de puissance de Churchill Falls. S’y ajoutent 3 850 MW de projets à l’étude, non comptés ici. Source |
| Entente : rehaussement progressif de Churchill Falls (2027-2032) | 550 MW | Dérivé de sources | Augmentation de puissance de 550 MW de la centrale existante prévue dans l’entente de 2024 ; l’entente de 2026 la revoit à la hausse sans chiffre distinct publié. Source |
| Entente : mise en service de Gull Island et de l’extension de Churchill Falls | 2035 | Sourcé | Gull Island vers 2034-2035 et extension de Churchill Falls (CF2) à l’horizon 2035. Source |
| Entente : énergie additionnelle pour Hydro-Québec | 12 TWh/an | Dérivé de sources | Gull Island, centrale au fil de l’eau de 2 250 MW, doit produire environ 11 900 GWh par an ; l’extension et la hausse de puissance de Churchill Falls ajoutent surtout de la puissance. Source |
| Entente : prix de l’énergie des nouveaux aménagements | 10,60 ¢/kWh | Sourcé | 10,6 ¢/kWh en dollars de 2026 pour l’électricité des nouveaux développements ; 6,2 ¢/kWh en moyenne pour l’ensemble. Source |
| Entente : première année de prix majorés | 2027 | Sourcé | L’entente de 2026 prévoit une hausse progressive du prix à compter de 2027. Source |
| Sans accord : prix de marché estimé pour l’énergie de Churchill Falls après 2041 | 10 ¢/kWh (fourchette : 5 à 14,50) | Hypothèse de modélisation | Hypothèse : prix de marché sans accord, encadré par le prix moyen des exportations d’Hydro-Québec (environ 5 ¢/kWh de 2016 à 2022, 14,5 ¢/kWh en 2025). Source |
| Exportations | |||
| Exportations nettes en 2025 | 11,80 TWh | Sourcé | Hydro-Québec, rapport annuel 2025. Source |
| Contrat ferme avec New York (CHPE) | 10,40 TWh/an | Sourcé | 10,4 TWh par an pendant 25 ans, à partir de 2026. Source |
| Dernière année du contrat avec New York | 2050 | Dérivé de sources | 25 ans à partir de 2026. Source |
| Contrat ferme avec la Nouvelle-Angleterre (NECEC) | 9,95 TWh/an | Sourcé | 9,45 TWh par an au Massachusetts et 0,5 TWh au Maine pendant 20 ans, à partir de 2025-2026. Source |
| Dernière année du contrat avec la Nouvelle-Angleterre | 2045 | Dérivé de sources | 20 ans à partir de 2026. Source |
| Début des deux contrats d’exportation | 2026 | Sourcé | Les deux contrats entrent en vigueur en 2026. Source |
| Prix moyen des exportations | 10 ¢/kWh | Dérivé de sources | Prix moyen des ventes hors Québec : environ 5 ¢/kWh de 2016 à 2022, 10,3 ¢ en 2023, 9,9 ¢ en 2024 et 14,5 ¢ en 2025 ; 10 ¢ retenu pour la période à venir. Source |
| Intensité carbone des réseaux voisins en 2025 (Nouvelle-Angleterre et New York) | 0,31 Mt par TWh | Sourcé | Electricity Maps, moyennes mensuelles de 2025 pondérées par la consommation : 308 g CO₂e/kWh en Nouvelle-Angleterre et 312 à New York, cycle de vie et importations comprises. Une moyenne : ce qu’une exportation déplace est la production d’appoint, souvent au gaz. Source |
| Intensité carbone des réseaux voisins une fois décarbonés | 0,05 Mt par TWh (fourchette : 0 à 0,15) | Hypothèse de modélisation | Hypothèse : un réseau sans émissions directes garde ses émissions de cycle de vie (construction des centrales, des éoliennes et des panneaux), de l’ordre de celles du Québec. New York l’atteint en 2040, la Nouvelle-Angleterre en 2050, en ligne droite depuis 2025. Source |
| Année d’une électricité sans émissions à New York | 2040 | Sourcé | Climate Leadership and Community Protection Act (2019) : 70 % d’électricité renouvelable en 2030 et un réseau sans émissions en 2040. Source |
| Année d’une électricité décarbonée en Nouvelle-Angleterre | 2050 | Sourcé | ISO New England, étude économique de 2024 (septembre 2025), scénario « Policy » : les objectifs des États, un million de tonnes de CO₂ par an, atteints en 2050 ; un scénario accéléré les atteint en 2040. Source |
| Coûts et tarifs | |||
| Coût de l’énergie éolienne nouvelle, transport et équilibrage compris | 12 ¢/kWh | Sourcé | Coût évité de long terme d’Hydro-Québec, fondé sur les contrats de l’A/O 2023-01 : 12,0 ¢/kWh (dollars de 2026), soit 8,3 ¢ de fourniture et 3,7 ¢ de transport et d’équilibrage. Source |
| Coût de l’énergie des nouvelles centrales hydro | 11 ¢/kWh | Dérivé de sources | Nouveaux aménagements au Labrador : 10,6 ¢/kWh en dollars de 2026 (entente de 2026), environ 11 ¢/kWh selon l’estimation de 2024. Aucune estimation publique pour un nouveau site au Québec. Source |
| Coût de l’énergie solaire nouvelle | 9,50 ¢/kWh | Sourcé | Hydro-Québec : 8 à 11 ¢/kWh au Québec. Source |
| Coût annualisé du suréquipement | 166 $/kW-an | Dérivé de sources | Coût évité de long terme en puissance d’Hydro-Québec : 166 $/kW-an (dollars de 2026), utilisé ici comme coût d’un ajout de puissance. Source |
| Coût annualisé des batteries | 170 $/kW-an | À valider | Ordre de grandeur ; à comparer au coût évité de long terme en puissance d’Hydro-Québec, 166 $/kW-an (dollars de 2026). |
| Coût annualisé de la gestion de la demande | 70 $/kW-an | À valider | Ordre de grandeur ; un programme de gestion de la demande n’est retenu que s’il coûte moins que le coût évité de long terme en puissance, 166 $/kW-an (dollars de 2026). |
| Coût de l’efficience énergétique | 4,60 ¢/kWh économisé | Dérivé de sources | Hydro-Québec prévoit 10 G$ pour économiser 21 TWh d’ici 2035 ; annualisé sur 15 ans à 5 %. Source |
| Coût de l’énergie existante redirigée vers la demande québécoise additionnelle | 5 ¢/kWh | Dérivé de sources | Coût évité de court terme en énergie d’Hydro-Québec : 2,9 ¢/kWh l’été et 4,9 ¢/kWh l’hiver (dollars de 2020), soit environ 5 ¢/kWh en hiver en dollars de 2025. Source |
| Coût du réseau pour chaque MW de pointe additionnel | 100 $/kW-an | Sourcé | Coûts évités d’Hydro-Québec : transport 74,7 $/kW-an et distribution 24,9 $/kW-an (dollars de 2026), soit environ 100 $/kW-an. Source |
| Prix des importations pour combler les besoins résiduels en énergie | 10 ¢/kWh (fourchette : 5 à 15) | Dérivé de sources | Hydro-Québec dit pouvoir importer, aux heures où les régions voisines ont des surplus, « à des prix plus bas que les prix lorsqu’on leur vend nous-même de l’énergie » (Dave Rhéaume, 2026) ; plafonné ici au prix moyen des exportations, 10 ¢/kWh. Les achats en pointe peuvent coûter plus cher. Source |
| Prix moyen des ventes au Québec en 2025 | 8,29 ¢/kWh | Sourcé | Hydro-Québec, rapport annuel 2025. Source |
| Inflation | 2 %/an | Sourcé | Cible de maîtrise de l’inflation de la Banque du Canada : 2 %, point médian d’une fourchette de 1 à 3 %. Source |
| Tarif D résidentiel | 6,905 et 10,652 ¢/kWh | Sourcé | Hydro-Québec, grille tarifaire, tarif D au 1er avril 2025. Source |
| Troisième tranche (tarif DG proposé) | 13 ¢/kWh au-delà de 95 kWh/jour | Sourcé | Tarif DG proposé : troisième palier de 13 ¢/kWh au-delà de 35 000 kWh par an (95 kWh par jour), visant environ 200 000 ménages, soit 5 % de la clientèle ; entrée en vigueur demandée le 1er avril 2027 (dossier R-4343-2026). Source |
| Première tranche par personne | 20 kWh/jour | À valider | Option illustrative : 20 kWh par jour et par personne en première tranche, sans rééquilibrage des revenus. |
Télécharger les hypothèses (CSV) (une ligne par paramètre, séparateur virgule, point décimal) ou toutes les données du simulateur (JSON).
Limites de cette version
- Modèle annuel : il ne représente ni les heures, ni les réservoirs, ni les régions. Un équilibre annuel peut cacher des tensions réelles.
- Le coût moyen ne distingue pas les catégories de clients. Le plafond s’applique ici à l’ensemble des tarifs.
- La troisième tranche et la première tranche par personne changent les factures sans rééquilibrer les revenus d’Hydro-Québec.
- Les coûts des équipements des ménages (thermopompes, véhicules) ne sont pas comptés.
- L’effet rebond n’est pas modélisé : les économies d’efficience sont comptées en entier, alors qu’une partie peut être reprise par un usage accru, de 0 à 20 % à plus de 50 % selon les cas, davantage dans les procédés industriels et le transport commercial (HEC Montréal, 2025, p. 9-11).
- Les prix ne changent pas la demande : le plafond tarifaire répartit les coûts sans modifier la consommation, alors que des prix bas vont de pair avec une faible productivité énergétique, inférieure de 35 % au Québec à celle de l’Ontario (HEC Montréal, 2025, p. 23-24).
- Les GES évités hors Québec sont comptés à part, jamais ajoutés à ceux du Québec : exportations moins achats d’une année de déficit, à l’intensité moyenne des voisins (Electricity Maps, 2025), qui baisse selon leurs plans : sans émissions en 2040 à New York, en 2050 en Nouvelle-Angleterre. Une exportation déplace plutôt la production d’appoint, au gaz, plus émettrice que la moyenne.
- Les bioénergies, le gaz de source renouvelable et l’hydrogène importé ne sont pas modélisés.
- L’hydrogène vert est compté de façon conservatrice : rendement de 51 % mesuré au Québec, compression et station comprises (ministère des Transports, 2024), et remplacement de gaz naturel, le combustible le moins émetteur. La conversion en carburants de synthèse n’est pas comptée : avec elle, il éviterait encore moins de GES.
- Les coûts des ressources nouvelles sont déclarés en dollars de 2026 par leurs sources, le coût de 2025 en dollars de 2025 : l’écart, environ 2 %, n’est pas corrigé.
- Un déficit creusé par les exportations n’est pas facturé aux clients québécois : seul l’écart entre le prix d’achat d’urgence et le prix de vente l’est, et les revenus d’exportation ne réduisent pas la facture.
- Ramener l’hydrogène vert sous sa production actuelle compte l’hydrogène gris qui le remplace : les GES évités deviennent légèrement négatifs.
Données du scénario (CSV)
Séries annuelles du scénario affiché, séparées par des points-virgules, pour la revue par des experts.
Le bilan énergétique du QuébecLe parcours de toute l’énergie du Québec, des sources à l’énergie utile, en 2024 puis jusqu’en 2050 selon les décisions du simulateur : électrifier un usage retire du pétrole ou du gaz, et réduit les pertes.
Le simulateur ne suit que l’électricité. Ce diagramme la replace dans tout le système énergétique : chaque bande est un flux d’énergie, de largeur proportionnelle à sa quantité. Le curseur d’année part du relevé de 2024 et le projette jusqu’en 2050 selon le scénario et les curseurs en cours : l’électricité ajoutée à chaque usage y retire l’énergie fossile qu’elle remplace. Touchez une source pour suivre son énergie jusqu’au bout, ou un secteur pour voir d’où vient la sienne ; touchez de nouveau pour relâcher. Les unités passent des pétajoules aux térawattheures, celles du simulateur : 1 PJ vaut environ 0,28 TWh, la consommation d’environ 10 000 ménages québécois.
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D’après le graphique 2 de l’État de l’énergie au Québec 2026 (Whitmore et Pineau, HEC Montréal), données de 2024. Valeurs relevées par Pareto sur le graphique, qui n’affiche pas les flux de moins de 3 PJ : certains totaux ne se referment donc qu’à quelques PJ près, comme dans l’original. Les exportations, montrées en cinq bandes dans l’original, sont réunies ici en une seule. Le suivi d’une source suppose que l’énergie se mélange dans chaque nœud : ce qui sort d’un nœud a la composition de ce qui y entre.
Comment le bilan est projeté
- Le point de départ. Les écarts que le simulateur calcule depuis 2025 s’ajoutent au relevé de 2024.
- Le fossile retiré. Chaque usage électrifié retire l’énergie fossile que le simulateur lui attribue : des produits pétroliers dans le transport ; du gaz, du mazout et du propane dans les bâtiments ; du gaz, du charbon, des produits pétroliers et du propane dans l’industrie, au prorata de 2024. L’hydrogène vert remplace du gaz dans l’industrie, où son électricité est comptée.
- L’amont suit. La distribution, le raffinage, le pétrole brut et les importations baissent au prorata de ce que les secteurs consomment encore.
- Ce qui ne bouge pas, par hypothèse. Les exportations d’énergies fossiles, la biomasse et les usages non énergétiques restent ceux de 2024.
- L’électricité. L’éolien, le solaire, Churchill Falls, les exportations d’électricité et les achats d’une année de déficit viennent du simulateur ; l’hydroélectricité existante complète, l’eau non turbinée restant dans les réservoirs.
- L’énergie utile. Le service rendu est maintenu quand un usage passe à l’électricité, qui en perd moins : ce sont les pertes qui baissent. L’énergie utile ne change qu’avec la croissance, la sobriété et les nouveaux usages, au rendement de 2024 de chaque secteur ; l’efficacité retire de l’électricité sans retirer de service.
Les équipements de production
Les centrales hydroélectriques d’Hydro-Québec, chaque cercle à l’échelle de sa puissance, avec Churchill Falls au Labrador, les centrales thermiques, les parcs éoliens, les grandes lignes de transport et les interconnexions avec les provinces et les États voisins. Touchez un symbole pour sa fiche ; les cases en haut à droite affichent ou masquent une couche, les lignes et les interconnexions étant masquées au départ.
Centrale à réservoirCentrale au fil de l’eauParc éolienChurchill Falls (Labrador)Centrale thermiqueCentrale au diesel (réseau autonome)Ligne de transport à 735 ou 765 kV ; en pointillé, ligne à courant continu (450, 400 et 320 kV)Interconnexion vers les États-UnisInterconnexion vers une province
Les centrales en tableau
Les centrales des réseaux autonomes en tableau
Les interconnexions en tableau
Sources et limites
Le potentiel de décarbonation par kWhLes usages de l’électricité québécoise classés selon les grammes de CO₂ qu’un kWh permet d’éviter, comparés à la valeur de l’exportation.
Ce qu’en disent les parties prenantes - La consultation Tournée Vision énergieLes ateliers de la tournée, tenus en 2025, visaient à procurer au ministère de l’Économie, de l’Innovation et de l’Énergie une meilleure connaissance des visions de différentes parties prenantes de la planification énergétique du Québec, notamment en ce qui concerne les objectifs, les choix futurs et les priorités en matière d’énergie ainsi que les attentes relatives au plan de gestion intégrée des ressources énergétiques (PGIRE).
Faites glisser le tableau de côté pour voir les onze filières.
Touchez ou survolez une case pour lire l’idée et sa page.
À développerAvec réserves ou avis partagésÀ éviterPas d’avis noté
Codage de Pareto, à partir des idées que le rapport note groupe par groupe (tableaux 1, 2, 2.1 et 2.3) : un symbole résume les idées d’un groupe. Les participants ont été invités par le ministère et ne représentent pas la population, et tous les groupes n’étaient pas présents à chaque arrêt. Le menu « Voir une filière » montre, pour une filière, les groupes qui veulent la développer, ceux qui ont des réserves et ceux qui veulent l’éviter, avec les idées du tableau 2.1 qui la concernent. Le dernier pli permet de chercher dans toutes les idées du rapport. Le titre d’une colonne ouvre une fiche qui explique la filière, avec un lien vers le curseur correspondant. Source : Tournée Vision énergie, rapport des ateliers (MEIE, 2025).
Chercher dans le rapport : toutes les idées notées, question par question (tableaux 1 à 2.3)
Ouvrez ce pli pour charger les tableaux.
Ce qu’en disent les mémoires sur le projet de loi 69 (2024)Les 74 mémoires déposés en commission parlementaire sur le projet de loi 69, Loi assurant la gouvernance responsable des ressources énergétiques, codés enjeu par enjeu : tarifs, vente privée d’électricité, filières, rôle de la Régie de l’énergie.
Faites glisser le tableau de côté pour voir tous les enjeux.
Touchez ou survolez une case pour lire ce qu’en disent les mémoires du groupe, ou un nom de groupe pour la liste de ses mémoires.
PourAvec réserves ou avis partagésContrePas d’avis noté
Codage de Pareto, mémoire par mémoire, à partir du texte de chacun, page à l’appui. Chaque colonne est une proposition, et l’avis porte sur elle : « Réduire l’interfinancement » est coché pour par qui veut le réduire. Un symbole plein veut dire que tous les mémoires du groupe qui en parlent vont dans le même sens ; sinon, le groupe est marqué « avec réserves ou avis partagés ». Un mémoire ne représente que son auteur, et les groupes n’ont pas le même nombre de mémoires : la matrice montre des positions, pas leur poids. Le menu « Voir un thème » montre, pour un enjeu, les mémoires pour, avec réserves et contre, chacun avec son idée et sa page. Le titre d’une colonne ouvre une fiche qui explique l’enjeu, et le nom d’un mémoire l’ouvre à la page citée. Source : mémoires déposés à la Commission de l’agriculture, des pêcheries, de l’énergie et des ressources naturelles (Assemblée nationale, 2024).
Inspiré du simulateur En-ROADS de Climate Interactive.
Pour comprendre comment Hydro-Québec prévoit la demande et planifie ses approvisionnements et son réseau : Planifier l’énergie de demain.