Une véritable révolution énergétique australienne se produit actuellement et met de l’avant les énergies renouvelables et surtout, les microréseaux intelligents. Le Québec a tout intérêt à s’en inspirer.
Bien que doté d’un climat désertique, l’Australie possède des similitudes avec le Québec: la moitié de sa population est concentrée dans un grand centre urbain et sa banlieue, et la demande de puissance est deux fois plus grande en été (à cause de la climatisation) qu’en hiver, avec des enjeux de gestion de pointe qui rappellent ceux que l’on connaît chez nous.
L’Australie-Méridionale est une région aride, qui ne dispose d’aucune puissance hydroélectrique de réserve. Le climat est plus ensoleillé pendant la pointe estivale, ce qui avantage l’énergie photovoltaïque par rapport à l’éolienne. Mais cette situation mène aussi à de la surproduction ponctuelle, que la compagnie d’électricité ne veut pas gaspiller. Ces défis reliés à l’étendue du territoire, à la variabilité saisonnière de la demande et à la nécessité de limiter les pertes liées aux aléas du climat sont familiers aux ingénieurs d’Hydro-Québec.
De plus, depuis 2015, 99% de la nouvelle capacité de production d’électricité provient de sources renouvelables, écrivait The Conversation en novembre 2025. « Les batteries de réseau sont rapidement passées d’un rôle secondaire à un rôle de premier plan en stabilisant les énergies renouvelables, en augmentant très rapidement la production et en renforçant la sécurité du réseau grâce à une tension stable », écrit le journal.
En novembre 2025 (c’est le début de l’été dans l’hémisphère sud, une période de forte climatisation), 55% de l’énergie utilisée par le réseau national australien provenait de sources renouvelables. L’énergie provenant de batteries a même excédé 20% du pic de la demande en soirée, surpassant l’électricité produite par le gaz naturel.
Comment y sont-ils parvenus, alors que l’Australie est un producteur massif d’énergies fossiles? On vous explique.
Terre de contrastes
L’Australie est connue pour être une superpuissance des énergies fossiles. Le Pays d’en bas est renommé pour son exploitation du charbon, mais aussi du gaz naturel. L’Australie détient parmi les plus importantes réserves de charbon au monde, évaluées à 147 milliards de tonnes (Gt), soit 14% du total des réserves planétaires prouvées. L’Australie est aussi le premier producteur mondial de charbon (7,7% des expéditions mondiales).
Le pays des kangourous exporte aussi annuellement pour 67,7 milliards (G) de $CAN de gaz naturel liquéfié, selon Clime, une firme d’investissement locale. Le pays est le deuxième exportateur mondial après les États-Unis, précise Gas Outlook.
Il n’est donc pas étonnant de constater que 42% de la production nationale d’électricité provient du charbon et 13,8% du gaz naturel, ajoute Low Carbon Power. Vous pouvez vous imaginer la réputation qu’a l’Australie auprès des écolos… Mais c’est sur le point de changer.
Dans un contexte de transition écologique, les énergies renouvelables se positionnent comme une alternative crédible dans le portrait énergétique australien: l’éolien fournit déjà 15,7% de l’électricité, et le solaire 21,0%, rapporte Low Carbon Power, une agence de statistiques sur l’énergie mondiale.
Changement de cap
En mai dernier, l’Australian Energy Market Operator’s (AEMO) annonçait qu’au premier trimestre de cette année, 46,5% de la production totale d’électricité au pays provenait de sources renouvelables.
« Le développement croissant des systèmes de stockage par batterie à l’échelle des foyers et du réseau a permis de transférer d’importants volumes d’énergie solaire produite pendant la journée vers les heures de pointe du soir, ce qui a contribué à modérer les prix pendant les périodes de forte demande. Les batteries ont plus que triplé leur transfert d’énergie du jour vers le soir, fournissant 1115 MW pendant la pointe du soir », ajoutait l’agence, qui mentionnait qu’alors que la production liée au solaire et à l’éolien connaissait une croissance, celle liée au charbon et au gaz naturel atteignait des niveaux à la baisse records.
Au deuxième trimestre de 2026, l’AEMO signalait un apport de 42,1% des énergies renouvelables, contre 37,1% à la même période de 2025, écrivait fin juillet la Energynews.pro. « La production éolienne affichait une progression de 20%, le solaire de 12% et le solaire de toiture de 6,9% depuis un an, alors que celle du charbon reculait de 5% et celle du gaz de 30% pour la même période », précise l’agence.
La tendance est lourde: les énergies fossiles sont en décroissance au profit des sources renouvelables qui, elles, sont en croissance.
Effet sur les prix
The Guardian rapportait en mai 2026 que le ministre de l’Énergie australien annonçait une chute jusqu’à 10% des prix de l’électricité dans certaines régions du pays. Cette baisse étant attribuée à l’implantation massive de la production d’électricité distribuée, à partir de sources renouvelables.
Qu’est-ce que la production d’énergie distribuée? C’est le principe voulant que l’électricité soit produite par les usagers eux-mêmes, avec des panneaux solaires ou des éoliennes, installées sur le toit ou les terrains des maisons et des bâtiments commerciaux, institutionnels ou industriels. Cette énergie propre comble les besoins des usagers et, s’il y a des surplus, ils sont revendus à la compagnie d’électricité.
Concrètement, les microréseaux intelligents jouent un rôle central dans l’énergie distribuée, car ils gèrent la demande des utilisateurs, l’accumulation d’énergie dans les périodes creuses (la nuit, quand il n’y a pas de soleil ou de vent) ou les flux d’énergie vers le réseau national, à l’aide de technologies comme des onduleurs et des batteries.
Sur ce plan, l’Australie est en train de donner l’exemple au reste de la planète.
L’hypothèse australienne
Ainsi, dans la région sud-australienne, 415 000 maisons sont équipées de panneaux solaires. C’est l’équivalent d’une installation par 25 maisons australiennes.
« L’Australie est à l’avant-garde d’une révolution dans le domaine des énergies renouvelables domestiques et de l’utilisation des batteries, démontrant ainsi ce qu’il est possible de réaliser grâce à des politiques adaptées », écrit The Guardian.
Le 29 juin, Energy Storage News rapportait que le parc de batteries australien branché au réseau électrique national avait passé le cap des 9000 MW, ce qui avait provoqué une baisse de 85% du prix des batteries dans ce pays. En conséquence, elles sont désormais très sollicitées.
9000 MW au Québec, à quoi ça ressemble?
Les quelque 9000 MW de batteries australiennes ont une puissance équivalente à celle installée sur les barrages La Grande 1, Robert-Bourassa et la Grande 2-A. En une heure d’utilisation, l’énergie produite est suffisante pour fournir l’électricité nécessaire durant une année complète pour 70 000 foyers québécois.
Tout cela a une incidence sur le prix spot de l’électricité, soit celui établi pour l’ensemble d’un marché donné pour le lendemain. Le 27 juillet 2026, Bloomberg indiquait que le prix spot de l’électricité australienne se situait en moyenne à 73$CAN le MWh, d’avril à juin, en baisse de 47% comparativement à la même période l’an dernier.
De plus, l’énergie produite avec le gaz naturel a chuté du tiers, pour le plus bas trimestre depuis 2003. « Les batteries supplantent de plus en plus le gaz en tant que principale technologie d’équilibrage face à la variabilité intrajournalière de la production d’énergie renouvelable », a déclaré Sahaj Sood, analyste chez BloombergNEF.
Plus de capacité
Open Electricity, une plateforme australienne de données énergétiques, annonçait récemment le lancement du chantier de la centrale de Broken Hill, un système de conservation à grande échelle par batteries, dont la capacité sera de 50 MW/100 MW, et qui alimentera le National Energy Market (NEM), le marché australien de l’électricité. Le projet est surtout conçu pour compenser les pannes de courant et mousser la stabilité du réseau. C’est également un système équipé de technologies bidirectionnelles, c’est-à-dire qu’elles peuvent reçevoir de l’énergie provenant de sources renouvelables, ou alimenter le réseau national.
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Cette installation s’ajoute à quatre centrales existantes: Waratah Super Battery (850 MW/1680 MWh) et Hornsdale Power Reserve (150 MW/194 MWh) en Australie du Sud, Victorian Big Battery (300 MW/450 MWh) dans l’État de Victoria, et Wallgrove Grid Battery (50 MW/75 MWh) dans l’État de New South Wales. Toutes ces centrales sont également équipées de technologies bidirectionnelles. |
Parallèlement, l’Australie a confirmé l’installation de 500 000 systèmes de batteries résidentielles, alimentés par les panneaux solaires installés sur les toitures, indiquait le site web australien d’information sur la transition énergétique Renew Economy, le 1er août. On parle d’environ 2000 installations par jour, pour un objectif d’un million d’ici 2030.
Des obstacles chez nous
Le Québec peut-il s’inspirer de l’Australie? Si on se fie à l’état de notre réseau, nous avons des croûtes à manger.
Au-delà des obstacles réglementaires ou politiques, la technologie québécoise n’est pas au rendez-vous. Alors que le Québec était à l’avant-garde mondiale de la production et de la distribution mondiale d’électricité dans les années 1960, aujourd’hui, notre réseau a vieilli et la très grande majorité de ses équipements stratégiques ont atteint leur date de péremption, admettait Hydro-Québec dans un document interne dont Radio-Canada faisait état en mai 2024. Dans certaines régions du Québec, le réseau de transport est saturé. En plusieurs endroits, la capacité de raccordement est nulle.
Philippe Gauthier, consultant en énergie pour la Fondation Rivières, y voit une opportunité, spécialement pour les microréseaux intelligents: « Implanter l’énergie distribuée à l’échelle québécoise nécessitera peut-être des investissements dans les milliards de dollars, mais le réseau d’Hydro-Québec a justement besoin d’être modernisé. Tant qu’à dépenser de l’argent, faisons-le intelligemment. Évitons de faire appel à des technologies démodées. Profitons-en pour implanter la bidirectionnalité. Ce sera de l’argent bien mieux investi. »
Car, dans le contexte actuel, miser sur la bidirectionnalité est impossible. Pourquoi? Parce que le réseau d’Hydro-Québec, conçu dans les années 1960 et 1970, est centralisé, c’est-à-dire qu’il est alimenté par d’importantes centrales hydroélectriques ou parcs éoliens. Ceux-ci fournissent directement les réseaux de transport et de distribution en énergie. Les technologies actuelles sont donc unidirectionnelles. Et le fait que les principaux centres de production soient la plupart du temps à 1000 km ou plus des principaux clients (baie James, Côte-Nord, Labrador) complique singulièrement le passage à la bidirectionnalité, qui est le fondement du principe d’énergie distribuée.
Pour pouvoir instaurer un tel mode de production et de distribution, il faut suivre l’exemple australien: convertir le réseau en conséquence, à large échelle.
« Actuellement, au Québec, on ne peut inverser le flux d’énergie dans le réseau sans endommager l’équipement, commente Philippe Gauthier. Il faut préalablement installer des microréseaux intelligents et une foule de technologies partout dans le réseau de distribution, si on veut instaurer la bidirectionnalité. »
« Hydro-Québec a prévu passer à 125 000 toits pourvus de panneaux solaires en 2035, révèle M. Gauthier. Je me demande comment ils entendent y arriver avec leurs contraintes technologiques actuelles. » Aujourd’hui, on recense environ 1200 de ces installations à l’échelle québécoise.
Avantages de la bidirectionnalité
En Australie, de nombreuses installations couvrant résidences, institutions et industries comportent leurs propres batteries, couplées à des panneaux solaires ou des éoliennes individuelles. Elles sont ainsi branchées au réseau électrique national. Le microréseau local gère la bidirectionnalité. C’est ce principe que promeut la Fondation Rivières.
« Si vous implantez cette technologie à très grande échelle, plus besoin d’ajouter de barrage hydroélectrique ou de parc éolien géant », insiste Philippe Gauthier.
Ce dernier précise que le modèle australien ne fait pas tellement appel aux capacités de stockage communautaires (un microréseau qui couvre un village, un quartier, une industrie, une institution majeure, une communauté complète), misant davantage sur les clients résidentiels. Ces derniers stockent leurs surplus énergétiques dans des batteries et leurs surplus peuvent être vendus au réseau national.
Implanter la bidirectionnalité à l’échelle du Québec permettrait aussi de régler les problèmes d’inertie, ajoute Philippe Gauthier. Actuellement, le réseau d’Hydro-Québec produit et distribue l’énergie en fonction de la demande. L’énergie produite égale celle consommée en permanence. Les variations issues de la demande sont gérées directement dans les centrales, en ajustant la vitesse des rotors. C’est ce qu’on appelle l’inertie du réseau.
En Australie, l’implantation massive d’onduleurs a permis de stabiliser l’équilibre du réseau en gérant localement les problèmes d’inertie. Les onduleurs puisent de l’énergie dans les batteries pour limiter les variations. Les ordinateurs du microréseau calculent la quantité 1000 fois par seconde.
C’est un autre argument en faveur de l’implantation de microréseaux intelligents chez nous, insiste M. Gauthier, qui évoque le cas de l’Espagne. L’an dernier, ils ont eu des pannes de courant à grande échelle. Leur système s’est effondré à cause de problèmes d’inertie. Ils ne manquaient pourtant pas d’énergie… Le Québec est exposé à ce problème, notamment dans la région du Centre-du-Québec.
En conséquence, Hydro-Québec songe à relancer la production de la centrale au gaz naturel de Bécancour. Dans le grand Montréal, la société d’État gère le problème en faisant appel aux centrales de Carillon et de Beauharnois. Mais le réseau de distribution est saturé à maints endroits dans la métropole québécoise, comme l’a démontré tout le débat entourant le mégaposte de transformation qu’Hydro-Québec construira sur le site patrimonial de l’ancien hôpital de la Miséricorde.
De la théorie vers la pratique?
Implanter la bidirectionnalité impliquera donc des changements à très grande échelle. M. Gauthier mentionne qu’il faudra ajouter un onduleur et une batterie à chaque transformateur qu’on aperçoit sur les poteaux de nos quartiers. « L’onduleur gère les variations de courant et la bidirectionnalité, reprend-il. Tout est géré localement, de manière complètement automatisée et décentralisée. »
Ainsi, l’Australie-Méridionale, qui compte environ 1,9 million d’habitants (soit la taille démographique de la Ville de Montréal), la division du réseau en paliers à l’échelle locale compte actuellement près de 70,000 segments (à terme, environ 175 000), chacun muni d’un onduleur et d’une batterie, selon l’importance du palier. Chaque segment peut être alimenté par de grands équipements de production électrique reliés au réseau de transport, mais aussi par une multitude de systèmes solaires résidentiels.
« L’expérience de l’Australie-Méridionale nous montre aussi que lorsque les citoyens profitent directement des retombées économiques, la transition énergétique gagne fortement en acceptabilité sociale, alors que les parcs centralisés et privés ont souvent l’effet contraire », observe Philippe Gauthier.
Stéphane Desjardins
Responsable documentation et contenu, projet microréseaux
