Pourquoi le solaire moins cher ne règle pas tout

Pourtant, les marges se sont effondrées, les entreprises ferment, et une partie de l'électricité produite est tout simplement perdue. En janvier et février derniers, environ 9 % de la production solaire chinoise n'a trouvé preneur nulle part sur le réseau, contre 6 % l'année précédente.

Le Québec opère dans un contexte différent : mix énergétique dominé par l'hydroélectricité, absence de filière industrielle solaire locale, capacités d'installation limitées. Mais la leçon reste pertinente : déployer du solaire sans penser au système qui doit l'absorber, c'est risquer de reproduire, en partie, le paradoxe chinois.

Hydro-Québec vise 3 000 MW solaires d'ici 2035. Un premier appel d'offres de 300 MW est en cours, raccordement prévu au plus tard en décembre 2029. L'objectif à terme engage une logique de diversification du mix dont le succès conditionne la crédibilité du plan 2035.

Le piège dans lequel tombent la plupart des discussions sur le sujet : confondre la capacité installée avec l'énergie utile. Ajouter 3 000 MW de solaire dépend de quand ces panneaux produisent, de la demande à ce moment-là, et de la capacité du réseau à acheminer ou stocker ce qui est généré. Deux défis principaux méritent l'attention.

La saisonnalité, d'abord. Le solaire produit peu l'hiver, précisément lorsque la demande est la plus forte. L'été, il produit davantage, mais le réseau est moins tendu. Chaque mégawatt installé ici contribue moins à la capacité effective du système qu'un mégawatt installé en Californie ou en Australie.

Le transport, ensuite. La valeur d'un parc solaire dépend en grande partie de sa proximité avec les centres de consommation. Plus la distance est grande, plus les pertes en ligne augmentent et plus les investissements en infrastructure de transport s'alourdissent. Déployer le solaire là où il est techniquement optimal ne coïncide pas toujours avec là où le réseau peut l'absorber efficacement. Cette tension entre logique de site et logique de réseau est au cœur de l'enjeu d'acceptabilité sociale : les meilleurs emplacements sont souvent agricoles ou périurbains, donc sensibles.

La vraie question est donc "à quelle condition le solaire crée-t-il de la valeur réelle pour le système québécois?"

Le Québec dispose d'un actif que l'Australie, l'Allemagne et la Suède envient : une capacité hydroélectrique massive utilisable comme volant de régulation à grande échelle. Quand le solaire produit, les réservoirs se remplissent. Quand il s'arrête, l'hydro prend le relais. C'est la seule juridiction au monde où cette complémentarité est disponible à grande échelle, sans dépendre de technologies de stockage additionnelles dont le déploiement à grande échelle reste coûteux et inégalement mature.

Mais cette complémentarité exige une intégration au niveau du réseau, des règles de dispatch adaptées, et une localisation stratégique des projets solaires par rapport aux lignes de transport existantes. Un parc solaire connecté à un tronçon saturé ne capture pas cet avantage, peu importe son coût unitaire.

Trois tensions méritent d'être nommées clairement.

La dépendance à la Chine, d'abord. La filière solaire mondiale est intégrée verticalement en Chine à un degré sans équivalent. Les panneaux sont aujourd'hui moins chers qu'ils ne l'ont jamais été, précisément parce que la Chine a surinvesti dans la capacité de production. Acheter des panneaux chinois à bas prix expose la stratégie énergétique québécoise à des risques géopolitiques concrets : aléas commerciaux, restrictions d'exportation, composants potentiellement vulnérables sur le plan de la cybersécurité. Certaines juridictions ont commencé à répondre à ce risque par des cadres de certification des équipements et des exigences de traçabilité de la chaîne d'approvisionnement. Le Québec aurait intérêt à définir sa propre posture sur ce point alors que nous visons le passage à l’échelle.

L'acceptabilité sociale, ensuite. Les grands parcs solaires au sol, moins coûteux à déployer, entrent en compétition directe avec les terres agricoles. L'Union des producteurs agricoles a des positions claires sur ce point. Ignorer cette tension au stade de la planification, c'est créer les conditions d'un blocage au moment du déploiement.

Les coûts d’installation, enfin. Au Québec, ils restent environ trois fois plus élevés qu'en Australie : près de 3 $ par watt ici, contre moins de 1 $ là-bas. Le panneau lui-même ne représente qu'une fraction du coût total d'un projet. La main-d’œuvre, le raccordement, les permis et l'ingénierie pèsent autant, sinon plus. Sans réduction de ces coûts, la compétitivité du solaire québécois reposera durablement sur le soutien public plutôt que sur sa propre logique économique. 

Ce que ça veut dire pour Hydro-Québec

Le déploiement des 300 premiers MW servira de test à grande échelle pour le modèle. Pour croître jusqu’à 3 000 MW, les questions ne seront plus techniques mais stratégiques : où déployer pour maximiser la complémentarité hydro-solaire? Comment optimiser la chaîne d'installation pour réduire les coûts? Quelle posture adopter face à la dépendance chinoise? Comment structurer les relations avec les agriculteurs, les municipalités et les premières nations pour éviter les blocages?

Ces questions demandent un travail de planification approfondi, avec des arbitrages exigeants et des parties prenantes alignées.

À elles seules, ces questions stratégiques justifient toute la pertinence de ce premier appel d’offre, dans une logique d’apprentissage itératif, et de développement d’une expertise locale.

Le solaire peut être un levier réel pour Hydro-Québec. Mais sa valeur pour le système dépend moins du coût des panneaux que de la qualité des décisions prises autour du réseau, des sites, des contrats d'approvisionnement et de l'écosystème local. C'est là que se joue la vraie stratégie, et elle se construira par l’apprentissage.