Exportations vers la Nouvelle-Angleterre

La ligne Phase II entre les postes de Radisson et Sandy Pond : une réussite pour Hydro-Québec et pour la Nouvelle-Angleterre

Le réseau multiterminal à courant continu (RMCC) phase II constitue une interconnexion très importante pour la Nouvelle-Angleterre, avec des transits qui atteignent ou dépassent régulièrement 1 200 à 1 400 MW. La construction de cette ligne de 1 500 km, qui relie le poste de Radisson, à la Baie-James, et le poste Sandy Pond, près de Boston, a commencé dans les années 1980, dans le cadre d’un partenariat entre Hydro-Québec et les entreprises d’électricité de la Nouvelle-Angleterre. Deux contrats d’approvisionnement à long terme, qui solidifiaient les engagements d’achat et de vente d’énergie, ont joué un rôle crucial dans la construction de cette infrastructure de transport.

Les facteurs qui ont amené la Nouvelle-Angleterre à se lancer dans ce projet d’interconnexion dans les années 1980 sont encore d’actualité aujourd’hui, notamment la nécessité d’une moindre dépendance au pétrole, la volonté de protéger l’environnement et la recherche d’un approvisionnement électrique fiable à des prix concurrentiels.

Le système électrique de la Nouvelle-Angleterre fait face à plusieurs défis : problèmes de fiabilité, augmentation des coûts, volatilité des prix, objectifs en matière de réduction de l’empreinte carbone. Au cours des dernières années, par exemple, les prix du gaz naturel ont atteint des sommets durant l’hiver, et les centrales à gaz ont connu des difficultés d’approvisionnement. Pour compenser, la région a dû recourir à des centrales à mazout, dont l’empreinte carbone est très élevée. La situation risque de s’aggraver car le déclassement de certaines centrales nucléaires et la fermeture de plusieurs installations vieillissantes vont entraîner une dépendance accrue au gaz naturel.

Un nouveau projet d’interconnexion entre le Québec et la Nouvelle‑Angleterre

À la suite d’un appel de propositions pour de l’énergie propre lancé par l’État du Massachusetts, Hydro‑Québec a été retenue comme fournisseur d’un volume annuel de 9,45 TWh pendant 20 ans. Les contrats avec les trois distributeurs d’électricité du Massachusetts ont été approuvés par les autorités réglementaires de l’État en 2019.

Une nouvelle interconnexion entre le réseau d’Hydro‑Québec et celui de la Nouvelle‑Angleterre doit être construite pour acheminer cette énergie. Cette interconnexion comprend deux lignes de transport dont la construction a commencé en 2021, soit la ligne des Appalaches‑Maine au Québec et la ligne New England Clean Energy Connect (NECEC) aux États‑Unis.

En novembre 2021, les électeurs et électrices du Maine se sont prononcés en faveur d’une initiative citoyenne référendaire visant à bloquer le projet NECEC. Hydro‑Québec et son partenaire américain, Central Maine Power (CMP), ont déposé une demande de jugement déclaratoire auprès des tribunaux du Maine visant à permettre la réalisation du projet et à déclarer inconstitutionnelle la nouvelle loi résultant de l’initiative référendaire. Une décision est attendue au cours de l’été 2022. Entre‑temps, CMP a suspendu les travaux de construction aux États‑Unis à la demande de la gouverneure Mills, et Hydro‑Québec a également suspendu certains travaux au Québec.

Pour plus d’information sur le projet New England Clean Energy Connect (en anglais seulement)

Des contrats à long terme avec l’État du Vermont

Une ligne d’interconnexion de 24 km relie le poste de Bedford, en Montérégie, au poste Highgate dans le nord-ouest du Vermont. Cette ligne de transport à 120 kV fait appel à des convertisseurs dos à dos pour synchroniser les livraisons d’énergie d’Hydro-Québec avec le réseau de la Nouvelle-Angleterre. D’une capacité maximale de 225 MW, elle a été mise en service en 1985 pour permettre à Hydro-Québec d’approvisionner les entreprises de services publics du Vermont en vertu de contrats à long terme.

Hydro-Québec a conclu son premier contrat à long terme avec le Vermont en 1987. En 2010, Hydro-Québec a signé un deuxième contrat, visant une capacité maximale de 225 MW, pour la livraison d’environ 1,3 TWh d’énergie par année jusqu’en 2038. Ce volume équivaut à environ 25 % des besoins annuels en énergie électrique du Vermont.

C’est notamment grâce à ces contrats à long terme, conçus pour stabiliser les prix, que les consommateurs du Vermont n’ont pas subi les fortes augmentations tarifaires qui ont touché les autres régions de la Nouvelle-Angleterre au cours des dernières années.