Manuel technique du simulateur énergétique du Québec

1. Ce que fait le simulateur

Le simulateur répond à une question : avec un ensemble de décisions, le Québec a-t-il assez d’électricité chaque année jusqu’en 2050, et à quel coût ?

« Assez » se mesure de deux façons, que le modèle calcule séparément. Il faut assez d’énergie sur l’année, comptée en térawattheures (TWh). Il faut aussi assez de puissance à l’heure la plus chargée, un matin de grand froid, comptée en mégawatts (MW). Un réseau peut réussir l’un et rater l’autre.

Un bilan annuel

Le modèle calcule une valeur par année, de 2025 à 2050. Il ne représente ni les heures, ni les saisons, ni les réservoirs, ni les régions. C’est un bilan comptable et non une simulation du réseau : il dit si les totaux tiennent, pas comment le réseau s’exploite.

Il reçoit trois sortes d’entrées :

• Les décisions, que vous réglez par 21 curseurs : combien d’éolien par an, quelle part de véhicules électriques en 2050, quel plafond de hausse des tarifs.
• Les paramètres, au nombre de 95 : les données et les hypothèses que vous ne réglez pas, comme le facteur d’utilisation de l’éolien ou les émissions d’un litre d’essence. Chacun porte sa source et son statut (annexe A).
• Les conditions, qui ne sont pas des décisions : les apports en eau, plus ou moins abondants que la normale.

L’ordre des calculs

Pour chaque année, le modèle enchaîne les mêmes étapes. Ce manuel les suit dans cet ordre.

1. La demande d’électricité du Québec, usage par usage (chapitre 4).
2. L’offre d’électricité, filière par filière, puis les exportations et l’écart entre les deux (chapitre 5).
3. La pointe d’hiver : la puissance qu’il faut, celle dont on dispose, la marge (chapitre 6).
4. Les coûts, le coût moyen par kWh et le prix que le plafond tarifaire laisse payer (chapitre 7).
5. Les factures de cinq ménages types (chapitre 8).
6. Les effets hors du réseau : gaz à effet de serre (GES) évités et hydrocarbures importés en moins (chapitre 9).

Deux compléments réutilisent ces résultats : l’échelle de ce qu’évite un kWh selon l’usage (chapitre 10) et le bilan de toute l’énergie du Québec, projeté jusqu’en 2050 (chapitre 11).

Tout le calcul tient dans une fonction, simuler(décisions, paramètres, conditions). Elle ne garde aucun état : les mêmes entrées donnent toujours les mêmes sorties.

Le périmètre

Le simulateur compte l’électricité que vend Hydro-Québec sur son réseau : 182 TWh au Québec en 2025, valeur normalisée pour la météo. Toutes les quantités d’énergie sont exprimées à ce niveau, celui des ventes, après les pertes du réseau.

Le bilan énergétique du chapitre 11 compte davantage d’électricité consommée, 207 TWh en 2024. Son périmètre est plus large : toute l’électricité consommée au Québec, y compris celle que des industries produisent pour elles-mêmes. Cette lecture de l’écart est la nôtre et reste à confirmer auprès des auteurs du relevé.

2. Les notions de base

Six notions reviennent dans tous les chapitres. Les connaître suffit pour suivre les calculs.

L’énergie et la puissance

L’énergie est une quantité consommée ou produite sur une durée. Le simulateur la compte en térawattheures : 1 TWh vaut un milliard de kWh.

La puissance est un débit à un instant donné. Le simulateur la compte en mégawatts : 1 MW vaut 1 000 kW.

Les deux se relient par le temps. Une charge qui tire 1 MW sans arrêt pendant un an, soit 8 760 heures, consomme 8 760 MWh. À l’inverse, une consommation de 1 TWh par an étalée parfaitement correspond à une puissance constante de 114 MW.

Le facteur d’utilisation

Une centrale ne produit pas toujours à pleine puissance. Le facteur d’utilisation est la part de l’année qu’elle produirait si elle tournait toujours à plein régime.

énergie produite (TWh) = puissance (MW) × facteur d’utilisation × 8 760 h ÷ 1 000 000

Avec un facteur de 35 %, 1 000 MW d’éolien produisent 3,07 TWh par an.

Les pertes et l’« équivalent ventes »

Une partie de l’électricité se perd entre la centrale et le client. Le modèle retient que 92,7 % de la production nouvelle arrive au client. Les 1 000 MW d’éolien livrent donc 2,84 TWh.

Toute l’énergie du modèle est comptée après ces pertes, au niveau des ventes. La demande et l’offre se comparent ainsi directement.

La contribution à la pointe

À l’heure de pointe, une filière ne livre pas toute sa puissance installée. Le vent peut manquer, le soleil est couché. Le modèle multiplie donc chaque puissance installée par un crédit de puissance.

La réserve

Un réseau garde plus de puissance qu’il n’en faut à la pointe prévue, pour couvrir une panne ou un froid plus dur. Le modèle ajoute une réserve de 11,6 % à la pointe.

Les unités d’argent

Deux conversions servent partout.

1 TWh × 1 ¢/kWh = 10 M$
1 MW × 1 $/kW-an = 1 000 $ par an, soit 0,001 M$

Les coûts sont en dollars de 2025, dits constants : l’inflation en est retirée. Seules les hausses annuelles affichées sont en dollars courants, pour se comparer au plafond tarifaire. Le passage se fait par l’inflation, 2 % par an : un dollar de 2025 vaut 1,22 $ courant en 2035.

Pour les émissions, le modèle compte en mégatonnes de CO₂ (Mt). Un facteur de 1 Mt par TWh équivaut à 1 000 g par kWh.

3. Le temps dans le modèle

Une décision ne produit pas son effet d’un coup. Ce chapitre décrit comment le modèle étale chaque décision entre 2025 et 2050.

Les années

L’année 2025 est la référence : le modèle y reproduit la situation connue. Les résultats se lisent surtout à deux horizons, 2035 et 2050.

Pour la pointe, l’année désigne l’hiver qui commence : la pointe de 2035 est celle de l’hiver 2035-36.

Trois façons de progresser

Les curseurs de la demande donnent une cible pour 2050. Le modèle y mène par l’une de trois courbes, toutes fondées sur la part du chemin parcourue.

r = (année − 2025) ÷ 25        de 0 en 2025 à 1 en 2050

La courbe en S démarre lentement, accélère au milieu et ralentit à la fin, comme l’adoption d’une technologie. En 2035, elle n’a fait que 35 % du chemin alors que 40 % du temps est écoulé.

Trois curseurs ont leur propre calendrier, en ligne droite :

• les grands projets industriels, de 2025 à 2035 ;
• les centres de données, de 2026 à 2041 ;
• l’éolien déjà commandé, de 2025 à 2029.

Les curseurs en MW par an

Les curseurs de l’offre et de la pointe donnent un rythme : tant de MW ajoutés chaque année. La décision se prend en 2026, et les premiers MW arrivent après un délai de mise en service.

MW en service = rythme × nombre d’années depuis la première mise en service
première mise en service = 2026 + délai

Exemple : le scénario 1 ajoute 50 MW de solaire par an. Les premiers arrivent en 2028. En 2035, 8 années de mise en service sont passées, donc 400 MW sont en service.

Le rythme ne s’arrête pas : il court jusqu’en 2050. Un scénario calé sur un plan qui finit en 2041 continue donc de construire après cette date (chapitre 13).

4. La demande d’énergie

Combien d’électricité le Québec consomme-t-il une année donnée ? Le modèle part des ventes de 2025, les fait évoluer, puis ajoute un à un les usages qui s’électrifient.

besoins du Québec = demande de base − efficience
                  + véhicules électriques + chauffage converti
                  + grands projets industriels + centres de données
                  + procédés industriels + camions et équipement hors route
                  + petits moteurs + hydrogène vert

La demande de base, la croissance et la sobriété

La demande de base est celle des usages d’aujourd’hui : 182 TWh en 2025. Deux curseurs la font bouger.

La croissance, en % par an, traduit la population et l’activité économique. Elle se compose d’année en année. La sobriété, en % de la demande de base en 2050, traduit des usages réduits : température de consigne, taille des logements, kilomètres parcourus. Elle progresse en ligne droite.

demande de base = ventes de 2025 × (1 + croissance)^(année − 2025) × (1 − sobriété × r)

Au scénario 1, la croissance est de 0,5 % par an et la sobriété est nulle. En 2035, la demande de base vaut 182 × 1,051 = 191,3 TWh.

La sobriété réduit aussi l’électricité des véhicules électriques et du chauffage converti, dans la même proportion : moins de kilomètres, moins de degrés. Un paramètre règle cette portée, à 100 % du taux général.

L’efficience

L’efficience rend le même service avec moins d’électricité : isolation, équipements performants. Le curseur donne les TWh économisés en 2050, atteints en ligne droite, et le modèle les retranche de la demande.

Au scénario 1 : 30 TWh en 2050, donc 12 TWh en 2035.

Les véhicules électriques

Le curseur donne la part du parc de véhicules personnels qui roule à l’électricité en 2050. Le modèle compte les véhicules ajoutés depuis 2025, où cette part est déjà de 7 %, et les fait arriver selon la courbe en S.

véhicules ajoutés = (part visée − part de 2025) × courbe en S × parc
électricité = véhicules ajoutés × consommation annuelle d’un véhicule

Le parc compte 5 000 000 véhicules et reste constant. Chaque véhicule électrique consomme 3 150 kWh par an.

Au scénario 1, la part visée est de 60 %. En 2035, la courbe en S vaut 0,352 : le Québec compte 932 800 véhicules électriques de plus qu’en 2025, qui consomment 2,9 TWh.

Le chauffage converti

Le curseur donne la part du chauffage au mazout et au gaz convertie à l’électricité en 2050, selon la courbe en S. Les bâtiments brûlent 40,6 TWh d’énergie fossile par an. Une thermopompe rend la même chaleur avec bien moins d’énergie : le modèle compte 0,32 kWh d’électricité par kWh fossile remplacé.

fossile remplacé = part convertie × courbe en S × énergie fossile des bâtiments
électricité = fossile remplacé × électricité requise par kWh fossile

Au scénario 1, 30 % du chauffage fossile est converti en 2050. En 2035, cela retire 4,3 TWh d’énergie fossile et ajoute 1,4 TWh d’électricité.

Les usages réglés en TWh

Cinq curseurs donnent directement une quantité d’électricité.

Les deux premiers ajoutent une consommation nouvelle. Les trois autres remplacent un combustible fossile, ce que le chapitre 9 convertit en GES évités.

L’hydrogène vert

Le curseur donne toute l’électricité consacrée à l’hydrogène vert en 2050, production actuelle comprise. Celle-ci, 0,2 TWh, est déjà dans la demande de 2025 : seul l’écart s’ajoute, selon la progression lente puis rapide.

électricité ajoutée = (cible de 2050 − production de 2025) × r²

Régler le curseur sous la production actuelle fait baisser la demande.

L’exemple : la demande de 2035

5. L’offre d’énergie

De combien d’électricité le Québec dispose-t-il, et en reste-t-il une fois le Québec et les contrats d’exportation servis ?

offre = ressources existantes + éolien commandé + filières nouvelles + nouveaux aménagements du Labrador
écart d’énergie = offre − besoins du Québec − exportations

Un écart positif est un surplus. Un écart négatif est un manque, que le Québec comble par des achats chez ses voisins (chapitre 7).

Les ressources existantes

Les centrales en service livrent 212 TWh par an quand les apports en eau sont normaux. Ce total comprend les parcs éoliens existants et l’électricité de Churchill Falls.

Les apports en eau se règlent dans « Production et économies ». Un écart, en TWh par an, s’ajoute aux ressources existantes : pendant trois ans, de 2031 à 2033, ou durablement à partir de 2026. Hydro-Québec a observé 33 TWh de moins que la normale en 2025.

L’éolien déjà commandé

En plus des parcs existants, 3 500 MW d’éolien sont commandés. Le modèle les met en service en ligne droite de 2025 à 2029, quelles que soient vos décisions.

Les filières nouvelles

Pour chaque filière, le rythme choisi donne des MW en service (chapitre 3), que le facteur d’utilisation et les pertes convertissent en énergie livrée (chapitre 2).

énergie livrée (TWh) = MW en service × facteur d’utilisation × 8 760 ÷ 1 000 000 × part livrée

Le suréquipement ajoute des turbines à des barrages qui existent : il donne beaucoup de puissance et peu d’énergie, d’où son faible facteur. Les batteries et la gestion de la demande ne produisent pas d’énergie : elles ne comptent qu’à la pointe.

Churchill Falls

L’électricité de Churchill Falls, au Labrador, suit trois régimes.

Jusqu’au 31 août 2041, le contrat de 1969 livre à Hydro-Québec 30 TWh par an et 4 800 MW. Cette énergie est déjà dans les ressources existantes.

Après cette date, avec l’entente de 2026, la part d’Hydro-Québec dans la centrale existante descend à 3 660 MW, soit 76 % de la part actuelle. L’énergie suit la même proportion : 22,9 TWh par an. Le modèle retranche la différence des ressources existantes. L’année 2041 est partagée : huit mois au régime du contrat, quatre mois au régime de l’entente.

L’entente ajoute de nouveaux aménagements. La puissance de Churchill Falls est rehaussée de 550 MW, progressivement de 2027 à 2032. En 2035, Gull Island et l’extension de Churchill Falls portent l’ajout à 3 255 MW et livrent 12 TWh par an, soit 11,1 TWh après les pertes.

Le curseur « Churchill Falls après 2041 » offre un autre choix : sans accord, Hydro-Québec garde les mêmes volumes mais les paie au prix du marché, et les nouveaux aménagements ne se font pas.

Les exportations

En 2025, le Québec a exporté 11,8 TWh, net de ses achats. À partir de 2026, deux contrats fermes forment un plancher :

• 10,4 TWh par an vers New York, jusqu’en 2050 ;
• 9,95 TWh par an vers la Nouvelle-Angleterre, jusqu’en 2045.

Le curseur des exportations ajoute des ventes à ce plancher. Les exportations sont une obligation : elles se retranchent de l’offre avant de mesurer l’écart.

Un surplus n’est pas vendu d’office. Le modèle ne lui donne ni revenu ni effet sur les émissions des voisins, à moins que vous ne montiez le curseur des exportations.

L’exemple : l’offre de 2035

En 2035, le scénario 1 est en surplus : les nouveaux aménagements du Labrador viennent d’entrer en service. Son premier déficit d’énergie tombe en 2034 ; le chapitre 6 dit à partir de quel manque le modèle parle de déficit.

6. La pointe d’hiver

Le réseau tient-il l’heure la plus chargée de l’année, un matin de grand froid ? Le modèle compare la puissance qu’il faut à celle dont on dispose.

besoins à la pointe = pointe du Québec × (1 + réserve)
marge = capacité à la pointe − besoins à la pointe

La pointe du Québec

La pointe part de celle de 2025, 40 599 MW. Elle suit la demande de base, puis chaque usage y ajoute ou en retire selon son poids à la pointe, exprimé en MW par TWh consommé dans l’année.

pointe = pointe de 2025 × évolution de la demande de base
       − efficience × son poids
       + véhicules électriques ajoutés × kW par véhicule
       + chaque usage en TWh × son poids

Le poids dit à quel point un usage se concentre à la pointe. Une charge parfaitement régulière pèse 114 MW par TWh (chapitre 2). Un usage qui pèse plus tire surtout l’hiver ; un usage qui pèse moins se déplace hors de la pointe.

Le chauffage pèse le plus : il fonctionne au moment même de la pointe. L’hydrogène pèse peu, parce qu’un électrolyseur peut s’arrêter quelques heures.

La capacité à la pointe

La capacité part des moyens existants, 45 850 MW, qui comprennent 1 500 MW d’achats de court terme aux marchés voisins. S’y ajoutent les moyens nouveaux, chacun multiplié par son crédit de puissance (chapitre 2) :

• l’hydroélectricité nouvelle et le suréquipement, comptés en entier ;
• l’éolien commandé et nouveau, à 21 % ;
• les batteries, à 100 % ;
• la gestion de la demande, comptée en entier ;
• les nouveaux aménagements du Labrador ;
• une centrale thermique de pointe de 350 MW à partir de 2030.

Après 2041, la capacité existante perd la part de Churchill Falls que l’entente ne renouvelle pas (chapitre 5).

Quand le modèle parle de déficit

Une marge négative est un manque. Le modèle ne l’appelle déficit qu’à partir d’un seuil : 1 000 MW à la pointe, environ 2 % des besoins, ou 1 TWh d’énergie. Sous le seuil, le manque est plus petit que la précision d’un modèle annuel, et les achats de court terme ou la gestion de la demande le couvrent d’ordinaire.

Le verdict du simulateur nomme le premier hiver où le manque atteint le seuil. Sous le seuil, il chiffre le plus grand manque sans l’appeler déficit. Dans les deux cas, le coût du manque est compté dès le premier MW (chapitre 7).

L’exemple : la pointe de l’hiver 2035-36

La marge de 2035 est positive, grâce aux aménagements du Labrador arrivés cette année-là. Le scénario 1 est pourtant en déficit plus tôt : il lui manque 757 MW à l’hiver 2032-33, sous le seuil, puis 1 234 MW à l’hiver 2033-34, son premier déficit de puissance.

7. Les coûts

Que coûte l’électricité d’un scénario, et le plafond tarifaire suffit-il à la payer ? Le modèle additionne les coûts de l’année, les divise par l’électricité vendue au Québec, puis compare ce coût moyen au prix que le plafond autorise.

coût de l’année = coût de 2025 + coûts ajoutés depuis
coût moyen (¢/kWh) = coût de l’année ÷ besoins du Québec
prix payé = le plus petit du coût moyen et du prix plafond

Tous les montants de ce chapitre sont en dollars de 2025.

Le coût de 2025

Le point de départ est ce que les clients québécois ont payé en 2025 : le prix moyen, 8,29 ¢/kWh, multiplié par les ventes, soit 15 088 M$. Le modèle suppose que ce coût du réseau existant reste le même, en dollars constants, jusqu’en 2050. Il ne baisse pas si la demande baisse.

Les coûts ajoutés

Chaque moyen nouveau a son coût, payé chaque année où il est en service.

La sobriété ne coûte rien dans le modèle. La dernière ligne demande une précision : quand le Québec consomme plus qu’en 2025, les filières nouvelles servent d’abord, et ce qui reste vient des centrales existantes, à leur coût de court terme.

Churchill Falls a son propre calcul. Avec l’entente, l’énergie de la centrale existante passe de 0,2 à 2 ¢/kWh dès 2027, puis à 7 ¢/kWh après 2041, et celle des nouveaux aménagements se paie 10,6 ¢/kWh. Sans accord, l’énergie se paie 10 ¢/kWh après 2041. Seul l’écart avec le prix actuel s’ajoute, celui-ci étant déjà dans le coût de 2025.

Ce que coûte un manque

Un manque n’est jamais gratuit. Le modèle suppose que les voisins vendent ce qui manque.

L’énergie manquante s’achète à l’un de deux prix :

• 10 ¢/kWh, le prix d’un achat d’occasion, pour la part que cause un épisode sec ;
• 14,5 ¢/kWh, le prix des marchés voisins, pour un manque qui demeure avec des apports normaux, ou que creuse une baisse durable des apports.

Si vous avez ajouté des exportations au curseur, la part du manque qu’elles causent n’est facturée qu’à l’écart entre le prix d’achat et le prix de vente, 10 ¢/kWh. Les contrats fermes, eux, restent à la charge du réseau.

La puissance manquante à la pointe se paie 166 $/kW-an, dès le premier MW.

Le plafond, le prix payé et l’écart à financer

Le curseur du plafond fixe la hausse annuelle maximale des tarifs, en dollars courants. Le modèle le convertit en dollars de 2025 en retirant l’inflation, 2 % par an.

prix plafond = prix de 2025 × ((1 + plafond) ÷ (1 + inflation))^(année − 2025)
écart à financer = (coût moyen − prix plafond) × besoins du Québec, les années où il est positif

Quand le coût moyen dépasse le prix plafond, les clients paient le plafond et il manque de l’argent : c’est l’écart à financer, que l’État, la dette ou d’autres clients doivent couvrir. Le simulateur additionne ces écarts d’année en année. Quand le coût moyen est sous le plafond, les clients paient le coût.

La hausse affichée ramène le coût moyen à un taux annuel en dollars courants, pour se comparer au plafond :

hausse annuelle = ((coût moyen ÷ prix de 2025)^(1 ÷ nombre d’années) × (1 + inflation) − 1) × 100

L’exemple : les coûts de 2035

Divisé par 207,0 TWh, ce coût donne 9,36 ¢/kWh. Le plafond du scénario 1 est de 3 % par an : le prix plafond de 2035 vaut 9,14 ¢/kWh. Le coût le dépasse, donc les clients paient 9,14 ¢/kWh et il manque 0,46 G$ cette année-là.

De 2025 à 2035, le coût moyen monte de 3,2 % par an en dollars courants, et le prix payé de 3,0 %. L’écart à financer cumulé atteint 5,2 G$.

8. Les factures des ménages

Que devient la facture d’un ménage ? Le modèle applique le tarif résidentiel à cinq ménages types, puis fait suivre à ce tarif le prix payé du chapitre 7.

Le tarif

Le tarif D d’Hydro-Québec au 1er avril 2025 a trois éléments :

• des frais d’accès de 46,154 ¢ par jour ;
• une première tranche à 6,905 ¢/kWh, jusqu’à 40 kWh par jour ;
• une seconde tranche à 10,652 ¢/kWh au-delà.

Le seuil se compte par jour et s’applique mois par mois : en janvier, la première tranche couvre 40 × 31 = 1 240 kWh.

La consommation mois par mois

Un ménage qui chauffe à l’électricité consomme bien plus en janvier qu’en juillet, et dépasse donc le seuil surtout l’hiver. Le modèle répartit la consommation annuelle de chaque ménage selon un profil mensuel, le même pour tous.

kWh du mois = kWh de l’année × (poids du mois × jours du mois) ÷ somme des (poids × jours)
facture du mois = jours × frais d’accès + kWh en tranche 1 × prix 1 + kWh en tranche 2 × prix 2

Les deux options de structure

Le curseur « Structure du tarif résidentiel » offre deux variantes du tarif actuel.

Une troisième tranche à 13 ¢/kWh au-delà de 95 kWh par jour, d’après une proposition d’Hydro-Québec. Comme la première, elle se compte mois par mois : un ménage peut la payer l’hiver sans dépasser le seuil sur l’année.

Une première tranche par personne : 20 kWh par jour et par personne, au lieu de 40 kWh par ménage. C’est une option illustrative.

Aucune des deux ne rééquilibre les revenus d’Hydro-Québec : elles déplacent les factures entre ménages sans toucher au coût moyen.

La facture à l’horizon

La facture future est celle d’aujourd’hui multipliée par un indice de prix, le prix payé à l’horizon divisé par le prix de 2025. Tous les éléments du tarif montent du même facteur.

facture à l’horizon = facture au tarif choisi × (prix payé ÷ prix de 2025)

Trois choses à savoir pour la lire.

• La consommation du ménage ne change pas. Un ménage qui isole sa maison ou achète un véhicule électrique n’est pas représenté.
• Les montants sont en dollars de 2025, sans les taxes.
• L’indice vient du coût moyen de tous les clients. Le modèle ne distingue pas le tarif résidentiel des autres.

L’exemple : la famille de quatre

Le ménage « Famille de quatre en bungalow, thermopompe et VÉ » consomme 28 000 kWh par an.

En janvier, il consomme 3 694 kWh, soit 119 kWh par jour. Les 1 240 premiers kWh sont en première tranche, les 2 454 autres en seconde. Sa facture de janvier est de 361 $.

Sur l’année, au tarif actuel, il paie 2 604 $. En 2035, au scénario 1, l’indice de prix vaut 1,102 : sa facture passe à 2 871 $, en dollars de 2025.

La troisième tranche lui ajouterait 41 $ par an. La première tranche par personne changerait sa facture de −355 $, et celle d’une personne seule en condo de 26 $.

Les cinq ménages, au tarif de 2025

9. Les GES et les importations évités

Qu’évite l’électricité ajoutée ? Chaque usage électrifié remplace un combustible fossile. Le modèle compte cette énergie fossile, puis la convertit en GES et en dollars d’importations.

GES évités = énergie fossile remplacée × émissions de ce combustible

Tout se mesure par rapport à 2025 : seuls comptent les usages électrifiés depuis.

Au Québec, poste par poste

Le multiplicateur dit combien de kWh fossiles un kWh d’électricité remplace. Il dépasse 1 quand le moteur ou le brûleur remplacé gaspille beaucoup : un camion électrique fait le travail de 2,5 kWh de diesel avec 1 kWh. Pour l’hydrogène, il est inférieur à 1 : l’électrolyse perd près de la moitié de l’électricité avant que l’hydrogène remplace quoi que ce soit.

Un véhicule électrique consomme 3 150 kWh par an et remplace 1 335 L d’essence, soit 11 882 kWh : 3,8 kWh d’essence par kWh d’électricité.

Les plafonds

L’électricité ne peut pas remplacer plus de combustible qu’il ne s’en brûle. Pour deux postes réglés en TWh, le modèle plafonne l’énergie fossile remplacée aux émissions de 2022 de l’usage.

Au-delà, l’électricité ajoutée compte toujours dans la demande, mais n’évite plus rien. Les véhicules électriques et le chauffage n’ont pas besoin de plafond : leurs curseurs sont déjà des parts d’un parc ou d’un volume. L’hydrogène vert n’en a pas.

Chez les voisins

L’électricité exportée remplace une production plus émettrice à New York et en Nouvelle-Angleterre. Le modèle la compte à l’intensité moyenne de ces réseaux, et retranche les achats d’une année de manque, qui font tourner leurs centrales.

GES évités chez les voisins = (exportations − achats) × intensité moyenne des voisins

L’intensité part de 0,31 Mt par TWh en 2025 et descend en ligne droite vers 0,05 Mt par TWh, à mesure que les voisins se décarbonent : New York en 2040, la Nouvelle-Angleterre en 2050. Le modèle prend la moyenne des deux. En 2035, elle vaut 0,171 Mt par TWh.

Ces GES comptent dans l’inventaire des voisins, pas dans celui du Québec. Le simulateur affiche le total des deux et en donne le détail.

Les hydrocarbures importés évités

Le Québec importe tout son pétrole et son gaz. Le modèle valorise l’énergie fossile remplacée à un taux unique, 54 M$ par TWh, quel que soit le combustible.

L’équivalent en voitures

Pour donner l’échelle, le simulateur rapporte les GES évités à des voitures à essence. Une voiture émet 1 335 L × 2,3 kg, soit 3,07 t par an.

L’exemple : les GES évités du scénario 1

En 2035, les exportations évitent en plus 3,5 Mt chez les voisins : 20,4 TWh à 0,171 Mt par TWh. Le total affiché est de 9,0 Mt, autant qu’environ 2 939 389 voitures à essence.

La même année, l’électricité remplace 23,2 TWh d’énergie fossile, soit 1,3 G$ d’hydrocarbures importés en moins.

10. L’échelle par kWh

À quel usage un kWh d’électricité propre évite-t-il le plus de GES ? L’échelle du simulateur classe les usages par grammes de CO₂ évités par kWh. Elle ne fait aucun calcul nouveau : elle reprend les paramètres du chapitre 9 et les ramène à un kWh.

grammes évités par kWh = kWh fossiles remplacés par kWh d’électricité × grammes émis par kWh fossile

Les valeurs sont arrondies à 5 g près.

Le plancher d’exportation

Un kWh qui n’est pas consommé au Québec peut être exporté. Il évite alors ce qu’émet en moyenne un kWh chez les voisins (chapitre 9). C’est le plancher de l’échelle : un usage québécois qui évite moins que lui décarbone moins que la simple exportation.

Le plancher baisse avec les années, à mesure que les voisins se décarbonent. Un usage sous le plancher en 2025 peut passer au-dessus plus tard : l’échelle porte un curseur d’année pour le montrer.

Ce que l’échelle ne dit pas

L’échelle compare des kWh, pas des volumes. Les petits moteurs sont au sommet, mais il y a très peu d’essence à y remplacer : le curseur s’arrête à 0,1 TWh. Le chauffage est plus bas, mais il pèse lourd à la pointe d’hiver (chapitre 6), ce que l’échelle ne montre pas.

L’échelle porte aussi des barreaux sans curseur, comme l’acier à l’hydrogène ou le captage du CO₂ dans l’air. Leurs valeurs sont fixes et documentées dans l’outil, sous chaque barreau.

Le test de calibration vérifie que chaque barreau calculé égale ce que le modèle compte quand on pousse le curseur correspondant.

11. Le bilan énergétique projeté

Le simulateur ne suit que l’électricité. Que devient le reste de l’énergie du Québec quand on électrifie ? Un diagramme de flux replace l’électricité dans tout le système, des sources jusqu’à l’énergie utile, et le projette jusqu’en 2050 selon vos décisions.

Le relevé de 2024

Le point de départ est le bilan de 2024 publié dans l’État de l’énergie au Québec 2026 (Whitmore et Pineau, HEC Montréal). Ses flux sont en pétajoules (PJ). Pareto les a relevés 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.

1 TWh = 3,6 PJ

Les règles de projection

Le modèle ajoute au relevé de 2024 les écarts que le simulateur calcule depuis 2025. Six règles suffisent.

1. Chaque usage électrifié retire son énergie fossile du secteur où elle se consomme. Le transport perd des produits pétroliers. Les bâtiments perdent du gaz, des produits pétroliers et du propane, au prorata de 2024. L’industrie perd du gaz, du charbon, des produits pétroliers et du propane, au prorata. L’hydrogène vert remplace du gaz dans l’industrie.
2. Le diagramme distingue les usages directs de l’électricité et l’électrolyse. Dès 2025, il isole l’électricité consacrée à la production d’hydrogène vert, y compris les 0,2 TWh déjà compris dans la demande de référence. La branche vers l’industrie représente l’énergie de l’hydrogène livré, soit 51 % de l’électricité consommée. Le reste apparaît dans les pertes de conversion et de compression. La croissance de la demande de base et l’efficience se partagent entre les bâtiments et l’industrie selon leur part d’électricité de 2024.
3. L’amont suit au prorata : distribution, raffinage, pétrole brut, importations. Si un secteur consomme moins de produits pétroliers, le Québec en raffine et en importe moins.
4. Trois choses restent celles de 2024, par hypothèse : les exportations d’énergies fossiles, la biomasse et les usages non énergétiques.
5. L’électricité nouvelle vient du simulateur : éolien, solaire, Labrador, achats d’une année de manque. L’hydroélectricité existante complète.
6. Le service rendu est maintenu. Quand un usage passe à l’électricité, l’énergie utile ne change pas : ce sont les pertes à la consommation qui baissent, parce qu’un moteur électrique ou une thermopompe gaspille moins qu’un moteur à essence ou une chaudière. L’efficience retire de l’électricité sans retirer de service.

Le retrait d’énergie fossile s’arrête quand un secteur n’en a plus : le bilan ne descend jamais sous zéro.

L’exemple : le fossile des bâtiments

En 2024, les bâtiments consomment 146 PJ de gaz, de produits pétroliers et de propane. C’est le volume que convertit le curseur du chauffage (chapitre 4) : 146 PJ, soit environ 40,6 TWh.

Le scénario 1 convertit 30 % de ce chauffage en 2050. Le bilan projeté de 2050 garde donc 102 PJ d’énergie fossile dans les bâtiments.

Lire le diagramme

Toucher une source suit son énergie jusqu’au bout ; toucher un secteur montre d’où vient la sienne. Ce suivi suppose que l’énergie se mélange dans chaque nœud : ce qui en sort a la composition de ce qui y entre. C’est une convention de lecture, pas une mesure.

12. Les scénarios et les conditions

Un scénario est un jeu de réglages des curseurs. Le simulateur en propose 5, comme points de départ. Vous pouvez partir de l’un d’eux et bouger n’importe quel curseur.

Ce que règle chaque scénario

Un curseur qu’un scénario ne règle pas garde sa valeur par défaut, celle du scénario 1.

Les scénarios 2 et 3 sont des approximations, par Pareto, de deux documents officiels : le Plan d’approvisionnement 2027-2041 d’Hydro-Québec et le PGIRE 2026-2050. Le scénario 4 s’inspire d’orientations proposées par Johanne Whitmore ; le scénario 5 est une illustration de Pareto, sans équivalent officiel. La description de chacun, avec ses sources, se lit dans l’outil.

Le scénario 1 n’est pas un scénario vide. Il prolonge les tendances et les engagements en cours : une part de véhicules électriques, de l’efficience, l’éolien déjà commandé, les contrats d’exportation et l’entente sur Churchill Falls.

Ce que donne chaque scénario

Les conditions

Les conditions ne sont pas des décisions. Elles servent à éprouver un scénario contre la météo et le climat.

Le curseur des apports en eau va de −45 à +15 TWh par an par rapport à la normale. Il s’applique de l’une de deux façons :

• un épisode de trois ans, de 2031 à 2033, puis le retour à la normale ;
• un changement durable, de 2026 à 2050.

L’écart s’ajoute aux ressources existantes (chapitre 5). La durée change aussi le prix des achats (chapitre 7) : un épisode s’achète au prix d’occasion, une baisse durable au prix des marchés voisins.

Exemple : avec 33 TWh de moins pendant l’épisode, le scénario 1 doit acheter 29,6 TWh en 2032. Avec la puissance qui manque cet hiver-là, ces achats coûtent 3,1 G$.

Le modèle n’a pas de réservoirs. Dans la réalité, ils amortissent une partie d’un épisode sec en puisant dans l’eau accumulée : l’effet d’un épisode court est donc probablement surestimé.

13. Vérifications, limites et pièges de lecture

Jusqu’où se fier aux résultats ? Ce chapitre dit ce qui est vérifié à chaque mise en ligne, ce que le modèle ne fait pas, et six lectures trompeuses à éviter.

Ce qui est vérifié

Un test de calibration et de cohérence tourne avant chaque compilation du site. S’il échoue, rien n’est mis en ligne. Il vérifie notamment que :

• l’année 2025 reproduit les ventes et le prix moyen connus, sans déficit ;
• le scénario 2 retrouve la demande et la pointe que le Plan d’approvisionnement prévoit pour 2041, et le scénario 3 la production que le PGIRE ajoute ;
• chaque total égale la somme de ses parties : bandes des graphiques, GES par poste, importations par poste ;
• les effets vont dans le bon sens : plus d’éolien augmente l’offre, plus d’efficience baisse la pointe, moins d’eau ne fait pas baisser les coûts ;
• le prix payé ne dépasse jamais le plafond ;
• un déficit se date au seuil, et un manque se paie dès le premier MW ;
• les GES évités ne dépassent pas les plafonds du chapitre 9 ;
• l’échelle par kWh dit la même chose que le modèle ;
• le bilan énergétique de 2024 se referme, et sa projection ne crée ni flux négatif ni énergie fossile qui avance quand l’électricité avance ;
• les versions française et anglaise portent les mêmes nombres ;
• chaque scénario se lit sur ses curseurs, sans valeur hors de leurs bornes.

Ce manuel se vérifie de la même façon : ses exemples sont recalculés à chaque compilation, et un écart avec le modèle l’arrête.

Le test vérifie la cohérence du modèle, pas la justesse de ses hypothèses. Celles-ci portent chacune un statut : d’après la source, dérivé de sources, hypothèse, à valider (annexe A).

Ce que le modèle ne fait pas

• Il est annuel. Il ne représente ni les heures, ni les réservoirs, ni les régions. Un équilibre annuel peut cacher des tensions réelles.
• Les prix ne changent pas la demande. Un tarif plafonné ne fait pas consommer plus, un tarif qui monte ne fait pas consommer moins.
• L’effet rebond est absent. Les économies d’efficience sont comptées en entier.
• Le plafond tarifaire s’applique à tous les clients, sans distinguer le résidentiel des autres.
• Les batteries comptent pour toute leur puissance à la pointe, quelle que soit la durée de la pointe.
• Les coûts des ménages sont absents : ni thermopompe ni véhicule.
• Les bioénergies, le gaz de source renouvelable et l’hydrogène importé ne sont pas modélisés.
• Les gisements fossiles sont ceux de 2022. Les plafonds du chapitre 9 ne suivent pas la croissance de l’activité.
• L’hydrogène vert est compté de façon prudente : rendement de 51 % mesuré au Québec, compression et station comprises, et remplacement du gaz naturel, le combustible le moins émetteur. Le passage aux carburants de synthèse n’est pas compté ; avec lui, l’hydrogène éviterait encore moins de GES.
• Ramener l’hydrogène vert sous sa production actuelle compte l’hydrogène gris qui le remplace : les GES évités deviennent légèrement négatifs.
• Les dollars ne sont pas tous de la même année. 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.

Six pièges de lecture

1. Un surplus n’est ni vendu ni crédité. Toute production nouvelle est payée par les clients québécois, même celle qui dépasse les besoins. Comme les curseurs en MW par an courent jusqu’en 2050, un scénario calé sur un plan qui s’arrête en 2041 accumule un surplus ensuite. En 2050, le scénario 4 a 54,3 TWh de surplus : au prix de l’éolien, cela pèse environ 2,8 ¢ sur ses 13,90 ¢/kWh. Le coût moyen et l’écart à financer de 2050 sont donc gonflés dans les scénarios qui construisent beaucoup. Monter le curseur des exportations ne corrige pas le coût : les revenus d’exportation ne réduisent pas la facture.

2. Le coût moyen monte quand la demande baisse. Le coût de 2025 est fixe. Un scénario sobre le répartit sur moins de kWh : son coût par kWh monte alors que sa facture totale baisse. En 2050, le scénario 1 coûte 23,7 G$ pour 222 TWh, soit 10,66 ¢/kWh. Avec le curseur de la sobriété à son maximum, 20 %, et rien d’autre de changé, il coûte 21,0 G$ pour 178 TWh, soit 11,77 ¢/kWh. Il coûte moins au total et plus par kWh, et son écart à financer cumulé grandit : 33,2 G$ au lieu de 16,4 G$.

3. Les factures sont les mêmes dans les cinq scénarios. Dans chacun, le coût moyen dépasse le plafond en 2035 comme en 2050. Les clients paient donc le plafond, et l’indice de prix est partout le même : 1,10 en 2035 et 1,28 en 2050. Les factures ne dépendent alors que du plafond et de la structure du tarif. Ce qui distingue les scénarios se lit dans l’écart à financer.

4. Les factures supposent une consommation fixe. Le ménage type consomme autant en 2050 qu’en 2025, même dans un scénario où tout le monde isole et s’électrifie (chapitre 8).

5. Les GES chez les voisins ne se mesurent pas comme ceux du Québec. Au Québec, le modèle compte ce qui est électrifié depuis 2025. Chez les voisins, il compte toutes les exportations, y compris celles qui existent déjà : 3,7 Mt en 2025, avant toute décision. Il les compte aussi à l’intensité moyenne des voisins, alors qu’une exportation remplace plutôt leur production d’appoint, au gaz, plus émettrice.

6. Les hausses sont en dollars courants, tout le reste en dollars de 2025. Une hausse de 3,2 % par an comprend 2 % d’inflation. Les coûts, les prix en ¢/kWh et les factures, eux, sont en dollars de 2025.

Annexes

A. Les paramètres

Les 95 paramètres du modèle, par thème. L’identifiant est celui du fichier de données et du code. Chaque identifiant mène à sa ligne dans l’outil, au pli « Comment c’est calculé », où se lisent sa source et sa fourchette. Les mêmes données sont dans le fichier CSV.

Demande et pointe

Transport électrique

Bâtiments, industrie et hydrogène

Ressources existantes

Nouvelles filières et délais

Churchill Falls

Exportations

Coûts et tarifs

B. Les curseurs

Les 21 décisions du simulateur, avec leurs bornes et leur valeur par défaut, celle du scénario 1.

C. Glossaire

• Apports en eau : l’eau qui arrive dans les réservoirs une année donnée, exprimée par l’électricité qu’elle permet de produire.
• Capacité à la pointe : la puissance sur laquelle le réseau peut compter à l’heure la plus chargée.
• Crédit de puissance : la part de la puissance installée d’une filière qui compte à la pointe.
• Dollars constants : dollars dont l’inflation est retirée ; ici, dollars de 2025.
• Écart à financer : ce qui manque quand le coût moyen dépasse le prix que le plafond tarifaire laisse payer.
• Efficience : le même service avec moins d’énergie.
• Équivalent ventes : énergie comptée chez le client, après les pertes du réseau.
• Facteur d’utilisation : la part de l’année qu’une centrale produirait si elle tournait toujours à pleine puissance.
• Gestion de la demande : déplacer ou réduire la consommation à l’heure de pointe ; le code l’appelle effacement.
• Gisement : la quantité d’énergie fossile qu’un usage brûle, donc le plus qu’on puisse y remplacer.
• Pointe : la puissance appelée à l’heure la plus chargée de l’année, un matin de grand froid.
• Réserve : la puissance gardée en plus de la pointe prévue.
• Sobriété : moins d’usages pour le même bien-être.
• Suréquipement : l’ajout de turbines à une centrale existante, qui donne de la puissance et peu d’énergie.

D. Du manuel au code

Le modèle tient dans le fichier modele.js, que la page du simulateur intègre. Quatre fonctions font tout le calcul.

Les paramètres, les curseurs et les scénarios vivent dans le fichier de données, simulateur-electricite.json. Les contrôles du chapitre 13 vivent dans test-calibration.js.