Pour en finir avec l'éolien au Québec, troisième partie

Dans les deux premières parties, j'ai expliqué pourquoi l'éolien ne fonctionnera probablement pas à long terme au Québec. Avant de parler de ce qui fonctionne, voici les trois études sur lesquelles reposent les idées de mes publications précédentes.

1. Gordon Hughes est professeur d'économie à l'Université d'Édimbourg et ancien conseiller principal de la Banque mondiale. En 2020, il a publié un ouvrage important « Wind Power Economics, Rhetoric and Reality » pour la Renewable Energy Foundation [1]. Il n'a pas utilisé les projections de l'industrie qui selon lui étaient biaisées. Il a pris les états financiers vérifiés de plusieurs centaines de parcs éoliens au Royaume-Uni et les données de production de tout le parc danois, turbine par turbine, sur deux décennies. Ses conclusions tiennent en trois points [1]. Les coûts d'entretien doublent sur la vie d'un parc, le facteur d'utilisation recule d'environ un point de pourcentage par année d'âge, et plusieurs parcs deviennent déficitaires avant la fin de leur contrat. Les courbes de coûts de BloombergNEF, de l'IRENA ou de Lazard supposent une production constante sur 25 ans. Les comptes réels disent le contraire selon Hughes. Nergica, le centre de recherche en énergie renouvelable de Gaspé, et le groupe de travail sur le climat froid de l'Agence internationale de l'énergie ajoutent le givre, jusqu'à 20 % de pertes certains mois d'hiver, et l'usure accélérée des cycles de gel et de dégel. Hughes mesure le vieillissement en Écosse. Sur la Côte-Nord au Québec, chaque année d'âge coûte davantage. L'éolien est assez nouveau au Québec, mais la réalité comme ailleurs dans le monde, pourrait vite nous rattraper.

2. Lion Hirth, professeur d'économie de l'énergie à la Hertie School de Berlin, a publié en 2013 dans la revue Energy Economics « The Market Value of Variable Renewables » [2]. Il a mesuré ce que vaut réellement un kilowattheure éolien pour un réseau, comparé à un kilowattheure moyen. Quand l'éolien représente quelques pour cent de la production, il vaut à peu près le prix moyen. Quand il atteint 30 %, sa valeur tombe entre 50 et 80 % du prix moyen [2]. Toutes les éoliennes d'un même territoire dépendent du même vent. Elles produisent toutes en même temps, quand il vente et que l'électricité est déjà abondante, et s'arrêtent toutes en même temps, quand l'air est immobile et qu'on en manque. Chaque parc ajouté produit encore plus aux heures où on n'en a pas besoin, et presque rien aux heures où on en a besoin. C'est exactement ce qu'Hydro-Québec mesure avec une contribution de seulement 15 % à la pointe de janvier [7].

3. L'Institut de recherche en économie contemporaine du Québec, l'IRÉC, a publié en mars 2024 le seul calcul complet des contrats éoliens privés au Québec [3]. Depuis 2006, Hydro-Québec a payé 11,2 milliards de dollars à des producteurs privés pour leur électricité éolienne [3]. Avec le plan actuel, la facture atteindra 22,2 milliards en 2035, plus 2 milliards pour gérer l'intermittence du vent sur le réseau. Les marges de ces producteurs se situaient entre 0,9 et 1,68 milliard en 2023, et l'IRÉC les projette entre 1,79 et 3,34 milliards par année en 2035 [3]. Les trois études se complètent. Hughes montre qu'une éolienne coûte de plus en plus cher à entretenir et produit de moins en moins en vieillissant. Hirth montre que plus on installe d'éoliennes sur un réseau, moins chaque nouveau parc lui est utile, parce qu'il produit aux mêmes heures que tous les autres. L'IRÉC montre qu'au Québec, Hydro-Québec paie quand même le plein prix pendant 30 ans, peu importe ce que vaut réellement cette électricité, et que les profits vont aux producteurs privés.

Les sociétés privées ont vendu l'éolien comme une énergie propre et renouvelable. C'est vrai pour le vent. C'est faux pour la machine, et c'est là que sont les angles morts. Vaclav Smil, professeur émérite à l'Université du Manitoba et un des spécialistes de l'énergie les plus cités au monde, écrit qu'une éolienne est « l'incarnation des combustibles fossiles », parce que son acier, son ciment et sa résine se fabriquent au charbon, au gaz et au pétrole, et qu'aucune aciérie ni cimenterie ne tourne au vent [4]. Ça, c'est pour sa fabrication. Pour sa fin de vie, Pu Liu et Claire Barlow, de l'Université de Cambridge, ont calculé en 2017 dans la revue Waste Management que le monde devra se débarrasser de 43 millions de tonnes de pales d'ici 2050, des pales en fibre de verre et en résine qu'on ne sait pas recycler et qui finiront en bonne partie enfouies [5]. Selon le département de l'Énergie des États-Unis, l'éolien exige environ 8000 tonnes de béton et 1800 tonnes d'acier par térawattheure produit, contre 800 et 160 pour le nucléaire, dix fois plus de matériaux pour la même énergie [6]. Et tout ça est à refaire tous les 20 à 25 ans. Un barrage dure 100 ans et plus, la centrale de Beauharnois produit depuis 1932 et celles de la Manic depuis les années 1960. Une centrale nucléaire moderne est conçue pour 60 ans, et les réacteurs américains obtiennent maintenant des licences prolongées jusqu'à 80 ans. Sur la vie d'un seul barrage, on construit, on démonte et on enfouit quatre ou cinq générations d'éoliennes. Ajoutez les centrales qu'il faut garder en réserve pour les jours sans vent, les lignes de transport, les chemins en forêt, et le fait qu'au Québec, le vent tombe précisément quand on a le plus besoin d'électricité. Aucune brochure de Boralex, d'Innergex ou de l'Association québécoise de la production d'énergie renouvelable ne mentionne un seul de ces chiffres. C'est ce que Gordon Hughes démontre avec les comptes réels. L'industrie présente des chiffres incomplets parce qu'elle omet de calculer une partie des coûts, et quand on ajoute les coûts environnementaux et tous les coûts cachés, l'écart avec ce qu'on nous promet devient encore plus grand.

Maintenant, ce qui fonctionne. Le problème d'Hydro-Québec n'est pas l'énergie, notre réseau est solide. Le problème, c'est la puissance pendant quelques centaines d'heures par hiver, quand il fait moins 30 et que tout le Québec chauffe en même temps. On n'a pas besoin de 10 000 mégawatts de machines qui livrent 15 % à ce moment-là. On a besoin de stocker ce qu'on produit déjà et de le sortir au bon moment.

La première solution, c'est le stockage par batteries sans lithium. Les batteries sodium-ion existent, CATL les produit en série depuis 2023 et a lancé en avril 2025 sa gamme Naxtra, certifiée pour fonctionner entre moins 40 et plus 70 degrés [9]. Pas de lithium, pas de cobalt, pas de nickel, là où une éolienne devient beaucoup moins efficace à partir de moins 20. Et elles répondent au moment exact où on en a besoin. Un parc de batteries par exemple de 1000 mégawatts, lorsque la température chute, livre presque 1000 mégawatts pendant les périodes de pointe. Un parc éolien de 1000 mégawatts en livre 150, seulement 15 %. Une éolienne, c'est une structure de 200 mètres, des fondations, des chemins et des lignes qu'on démolit en partie et rebâtit au complet tous les 25 ans environ. Un parc de batteries, c'est des conteneurs à côté d'un poste existant. Quand les cellules arrivent en fin de vie, on remplace les cellules. Le site, le raccordement et les lignes restent, et chaque génération de cellules coûte moins cher que la précédente, moins 90 % depuis 2010 selon BloombergNEF, pendant que le prix des éoliennes montait de 28 % entre 2021 et 2023 selon Hydro-Québec elle-même [10][7]. Les batteries coûtent de moins en moins cher, les éoliennes de plus en plus cher.

Hydro-Québec peut faire ça elle-même. Elle possède déjà EVLO, sa filiale de stockage par batteries fondée en décembre 2020, qui installe des systèmes au Québec et aux États-Unis [7]. Il faut lui donner beaucoup plus de moyens. Hydro-Québec achète les cellules, les installe à ses propres postes, les charge la nuit avec ses propres surplus et les vide à la pointe. Chaque dollar reste dans le bilan de la société d'État, et le profit à l'exportation, 14,5 cents le kilowattheure en 2025, reste au gouvernement du Québec.

Et ce stockage, on devrait le louer et le rentabiliser en dehors des périodes de pointe. Les industries, les centres de données et les alumineries qui veulent utiliser notre réseau à rabais devraient payer pour leurs infrastructures et leurs installations, et on devrait leur vendre nos batteries et notre stockage sur notre réseau. Les grands clients industriels reçoivent 16 térawattheures par année à tarif préférentiel. La contrepartie devrait être écrite dans une loi. Hydro-Québec installe le stockage chez eux, le leur loue, et en échange du tarif préférentiel, ils s'effacent du réseau pendant les 100 heures de pointe de l'année. Hydro-Québec chiffre déjà à 3500 mégawatts ce qu'on peut libérer en gérant mieux la pointe, toujours selon son Plan d'action 2035 [7]. Le stockage installé chez les grandes industries permet d'aller chercher une bonne partie de ces mégawatts en déplaçant leur consommation hors des heures de pointe, sans toucher au chauffage des familles.

Il faut être honnête. Il faut aussi sortir progressivement des alumineries et des papetières. Il y a une immense chute d'emplois dans ces secteurs, et ces sociétés étrangères sont déjà en train d'automatiser et de congédier de grosses vagues d'employés. Ces usines consomment des mégawatts en continu, 24 heures par jour, 365 jours par année, à la pointe comme en pleine nuit d'été, pour des marges de profits qui partent à Londres, à Pittsburgh et à Melbourne. On doit mieux utiliser nos mégawatts. Chaque mégawatt qu'on récupère là est un mégawatt ferme, disponible à moins 30, qu'on n'a pas à bâtir.

La deuxième solution, ce sont nos barrages, et je commence à croire qu'il faudra racheter les centrales de Rio Tinto. L'entreprise possède six centrales hydroélectriques sur le Saguenay et la Péribonka, Isle-Maligne, Shipshaw, Chute-à-Caron, Chute-du-Diable, Chute-à-la-Savane et Chute-des-Passes, 3147 mégawatts selon ses propres rapports annuels, l'équivalent de deux fois La Romaine, en pleine propriété pour la plupart, et la Péribonka louée par le gouvernement du Québec jusqu'en 2058 [12]. Ces centrales ont échappé à la nationalisation de 1963 parce qu'Alcan produisait pour ses propres usines. C'est contraire à tout ce qu'on a bâti depuis Lesage. Au Québec, l'eau appartient à l'État et Hydro-Québec a le monopole de la vente d'électricité, mais 3147 mégawatts de nos rivières servent une multinationale étrangère. Si on enlève les tarifs préférentiels, le contrat d'Alcoa qui vient à échéance en 2029 et ensuite celui de Rio Tinto, ces sociétés vont probablement vouloir quitter le Québec. Ce sera le moment de racheter les barrages et les installations. Les alumineries, c'est extrêmement polluant et énergivore. Comme on l'a fait avec Hydro-Québec en 1963, on devrait nationaliser le tout pour avoir le contrôle sur ces barrages et sur la suite de cette industrie au Québec. Le bail de la Péribonka ne doit pas être renouvelé, et les centrales en pleine propriété se rachètent à leur juste valeur. Ajoutez le rééquipement de nos propres centrales, entre 3800 et 4200 mégawatts de puissance additionnelle prévus au Plan d'action 2035 en remplaçant les turbines et en ajoutant des groupes, plus le pompage-turbinage entre nos réservoirs [7]. Avec le stockage et les centrales de Rio Tinto, c'est plus de 10 000 mégawatts garantis à la pointe, environ six fois ce que 10 000 mégawatts d'éoliennes garantissent.

La troisième solution, c'est le nucléaire pour le Nord, les mines et la pointe et où la production est nécessaire. L'Ontario construit à Darlington quatre petits réacteurs de 300 mégawatts, 1200 mégawatts fermes disponibles 90 % du temps, pour 20,9 milliards, sur des machines qui dureront 60 ans [11]. Hydro-Québec a exploité Gentilly-2 pendant 29 ans. Un partenariat avec Ontario Power Generation sur le même réacteur coûterait moins cher par mégawatt garanti que l'éolien, et il tournerait tout le temps, même quand il n'y a pas assez de vent.

J'ai eu un court entretien avec Martine Ouellet. Vingt ans chez Hydro-Québec, chef de l'efficacité énergétique pour les grandes entreprises, ministre des Ressources naturelles de 2012 à 2014, fondatrice de Climat Québec. Elle maîtrise le sujet de l'intérieur. Au lancement de sa campagne dans Champlain, le 3 avril 2026, elle a dit en point de presse, rapporté par Le Nouvelliste, « C'est non à TES Canada, c'est oui au maintien de la mission d'Hydro-Québec et de garder notre électricité publique et c'est oui à notre bien commun. » [13] Dans une lettre ouverte, le 10 avril 2026, elle écrit « À son annonce, le projet de TES Canada était bel et bien illégal. L'autoproduction éolienne n'était pas permise. » [13] Elle précise que « l'article 38 du PL69 a élargi l'exception de l'autoproduction pour y inclure l'éolien ». Sa vision tient en une phrase. L'électricité reste publique, on protège nos acquis et Hydro-Québec garde la production.

Les 30 milliards qu'on s'apprête à mettre dans l'éolien, c'est le budget qui finance tout ce qui précède. Les batteries, le rééquipement des turbines, le rachat graduel des centrales de Rio Tinto, et deux réacteurs pour le Nord. Tout ça est chiffré dans le propre plan d'Hydro-Québec 2035, tout ça dure 60 à 100 ans, pas 25 ans et tout ça appartient aux Québécois. Les éoliennes, elles, appartiennent aux sociétés privées qui signent les contrats de 25 ans et qui spéculent et revendent ensuite leurs installations au plus offrant.

Les pays nordiques comparables au Québec ont ralenti. Le Danemark, pionnier de l'éolien, a vu son appel d'offres de décembre 2024 pour 3000 mégawatts en mer du Nord rester sans aucune offre, coûts et taux d'intérêt trop élevés, et Ørsted, le géant danois et plus gros développeur éolien au monde, a perdu 85 % de sa valeur en bourse. La Suède a rejeté treize projets en mer Baltique en novembre 2024. La Norvège a gelé les permis terrestres de 2019 à 2022 devant l'opposition locale. Selon BloombergNEF, les investissements mondiaux dans l'éolien ont chuté de 27 % au premier semestre 2026. La Chine, encore à 54 % au charbon selon Ember, a représenté environ 70 % des nouvelles installations en 2025, parce qu'elle n'a pas d'autre choix. Sans elle, le secteur recule. Ces pays ont choisi autre chose. La Suède a renversé sa sortie du nucléaire et planifie de nouveaux réacteurs, la Finlande a mis en service en 2023 le plus gros réacteur d'Europe, et le Danemark réévalue son interdiction du nucléaire. Ceux qui ont de l'hydro, comme nous, misent sur ce qu'ils ont déjà. La Norvège tire environ 88 % de son électricité de ses barrages, et sa société d'État, Statkraft, investit dans le rééquipement de ses centrales existantes. La Suisse rehausse ses barrages alpins et stocke l'énergie par pompage-turbinage dans ses propres réservoirs.

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Références

[1] Gordon Hughes, Wind Power Economics, Rhetoric and Reality, Renewable Energy Foundation, 2020.

[2] Lion Hirth, The Market Value of Variable Renewables, Energy Economics, 2013.

[3] IRÉC, rapport sur la filière éolienne privée au Québec, mars 2024.

[4] Vaclav Smil, Energy and Civilization, MIT Press, 2017.

[5] Pu Liu et Claire Barlow, Wind turbine blade waste in 2050, Waste Management, 2017.

[6] Département de l'Énergie des États-Unis, Quadrennial Technology Review, 2015, intensité en matériaux par filière.

[7] Hydro-Québec, Plan d'action 2035, Plan stratégique 2022-2026, Rapport annuel 2025, et EVLO Stockage d'énergie.

[8] Hydro-Québec, lettre au BAPE sur Nicolas-Riou, 2015, et document sur les filières, BAPE La Romaine, 2008.

[9] CATL, lancement des batteries sodium-ion Naxtra, avril 2025.

[10] BloombergNEF, Battery Price Survey, décembre 2024.

[11] Ontario Power Generation, petits réacteurs modulaires de Darlington, mai 2025.

[12] Rio Tinto, formulaire 20-F, centrales du Québec, 3147 mégawatts, bail de la Péribonka jusqu'en 2058.

[13] Martine Ouellet, Le Nouvelliste, 3 et 10 avril 2026.