Ce déficit hivernal devrait même augmenter au cours des prochaines années, au point où Hydro songe à de nouvelles solutions pour réduire la demande de pointe, comme le débranchement à distance des chauffe-eau de ses clients (voir encadré).

En attendant que la technologie avance, Hydro se contentera de déployer des moyens traditionnels pour faire face à la pointe hivernale et aux besoins de chauffage des Québécois. La société d’État comptera surtout sur l’achat d’énergie aux réseaux voisins et sur l’énergie que pourront lui fournir ses gros clients industriels.

Selon le rapport soumis par Hydro aux organismes américains de surveillance NPCC et NERC, la société d’État a déjà conclu des ententes pour l’achat de 870 mégawatts de puissance en janvier et de 770 mégawatts en février sur les réseaux voisins.

Les gros clients industriels, y compris les alumineries, ont aussi accepté de revendre 1900 mégawatts à Hydro si le besoin s’en fait sentir. Ce rachat d’énergie coûte cher : entre 20 et 97 cents le kilowattheure, soit jusqu’à 10 fois plus que le prix de l’énergie éolienne. Il s’agit toutefois de l’option jugée la plus économique.

Hydro a jonglé avec la possibilité de s’entendre avec TransCanada Energy pour faire fonctionner la centrale au gaz naturel de Bécancour seulement pendant les grands froids. Cette solution n’a pas été retenue. La centrale est fermée depuis 2008 à cause des surplus d’électricité, et Hydro-Québec prévoit maintenant qu’elle n’en aura pas besoin d’ici la fin du contrat conclu avec TCE.

D’autres mesures envisagées

Les autres mesures prévues par Hydro pour aider son réseau à passer l’hiver sont la diminution de la tension sur le réseau, qui pourrait lui permettre de gagner 250 mégawatts, des importations ponctuelles des réseaux voisins et les appels à la réduction de la consommation de sa clientèle, qui sont maintenant devenus courants.

Si la période de forte demande se prolonge, Hydro peut aussi compter sur sa centrale au diesel de Bécancour, construite pour servir de relève en cas de panne électrique à la centrale nucléaire Gentilly-2.

Selon le rapport soumis par Hydro aux autorités américaines, le niveau d’eau dans les réservoirs est suffisant et le réseau est en bon état de fonctionnement. La capacité totale de production est équivalente à celle de l’hiver dernier. La fermeture de la centrale nucléaire Gentilly-2 a été compensée par l’ajout de capacité éolienne et la mise en service d’un nouveau groupe de production à la centrale Sarcelle du projet Eastmain-1-A-Sarcelle-Rupert.

Cette année encore, Hydro prévoit que son réseau sera sollicité au maximum vers la troisième semaine de janvier. L’an dernier, la consommation d’électricité avait culminé le 23 janvier, à 18h. L’énergie nécessaire pour alimenter cette consommation avait alors atteint un maximum historique de 38 797 mégawatts. Il faisait alors -23℃ à Montréal.

Cette année, Hydro prévoit un sommet un peu moins élevé, en raison de la baisse de la demande.

Hydro-Québec aimerait pouvoir débrancher à distance des chauffe-eaux et des systèmes de chauffage chez sa clientèle quand son réseau est sollicité au maximum.

L’interruption des charges à distance sur une courte période fait partie des solutions à long terme envisagées pour satisfaire la demande de pointe, a expliqué le porte-parole de la société d’État, Patrice Lavoie. Ça se ferait sur une base volontaire, a-t-il ajouté.

La domotique et les autres technologies de contrôle à distance se développent assez vite pour qu’Hydro songe à les utiliser afin de gérer la demande de pointe hivernale, un casse-tête persistant malgré les surplus d’électricité qui s’accumulent.

Ce n’est pas pour demain, mais la société d’État pense que ces nouvelles solutions technologiques pourraient contribuer à réduire la demande de pointe dès 2016-2017.

Autre solution envisagée, les véhicules électriques pourraient alimenter le réseau d’Hydro-Québec lors de la pointe hivernale. L’Institut de recherche d’Hydro-Québec et la firme B3CG Interconnect planchent là-dessus.