Microgrids hybrides solaire-diesel dans le Grand Nord : entretien avec Camille Fortin, ingénieure en énergie

Camille Fortin nous reçoit un matin de juillet dans les bureaux montréalais de la firme d’ingénierie où elle coordonne les projets d’énergie renouvelable nordique. Sur son ordinateur, un schéma unifilaire annoté montre le microgrid d’un village de 900 habitants qu’elle a contribué à concevoir. Elle revient tout juste d’une mission de terrain de trois semaines où son équipe a supervisé l’installation de la dernière rangée de panneaux solaires d’un projet lancé deux ans plus tôt. Pour comprendre le contexte énergétique et communautaire plus large du territoire, notre présentation de Niskamoon Corporation et de sa mission en Eeyou Istchee offre un éclairage complémentaire sur les organismes qui financent ce type de projets.

Pendant plus d’une heure, Camille nous détaille les rouages techniques, logistiques et humains derrière les microgrids hybrides solaire-diesel qui transforment progressivement l’approvisionnement énergétique des villages isolés du Nunavik.

Portrait de Camille Fortin, ingénieure en énergie nordique

Claire Vasseur :

Camille, comment en êtes-vous venue à vous spécialiser dans les microgrids nordiques ?

Camille Fortin :

J'ai fait mon génie électrique à l'Université Laval, avec une spécialisation en énergies renouvelables. Mon premier contrat sortant de l'école portait sur un projet solaire à petite échelle en Basse-Côte-Nord, et j'ai tout de suite été fascinée par la complexité des réseaux isolés — ce qu'on appelle en anglais les « off-grid systems ». Contrairement à un réseau raccordé où l'on ajoute simplement une source d'énergie, un réseau isolé doit maintenir en permanence l'équilibre entre production et consommation, sans filet de sécurité externe.

Un collègue m'a ensuite orientée vers un projet au Nunavik en 2018, et je n'ai plus quitté ce secteur depuis. Cela fait maintenant huit ans que je travaille exclusivement sur des microgrids en milieu nordique, entre le Nunavik et la Baie-James.

Claire Vasseur :

Qu'est-ce qui distingue le travail d'ingénieure en énergie nordique du travail équivalent dans le sud du Québec ?

Camille Fortin :

La marge d'erreur est beaucoup plus petite. Dans le sud, si un composant tombe en panne, vous appelez un fournisseur et vous avez une pièce de remplacement en 24 à 48 heures. Au Nunavik, la même panne peut vous laisser sans solution pendant des semaines si vous n'avez pas anticipé un stock de pièces critiques sur place.

Il faut aussi accepter de concevoir des systèmes plus simples et plus robustes que ce qu'on ferait ailleurs, même si ça semble contre-intuitif pour une ingénieure formée à optimiser la performance. La fiabilité prime toujours sur la sophistication.

Pourquoi le diesel reste dominant dans les villages isolés

Claire Vasseur :

Pourquoi les 14 villages du Nunavik dépendent-ils encore autant du diesel en 2026 ?

Camille Fortin :

Parce qu'aucun de ces villages n'est raccordé au réseau hydroélectrique principal du Québec. Chaque communauté fonctionne comme un réseau électrique complètement isolé, ce qu'on appelle un réseau autonome. Historiquement, la solution la plus simple à déployer et à entretenir avec les compétences locales disponibles a toujours été la centrale diesel municipale.

Construire une ligne de transport hydroélectrique sur des centaines de kilomètres de pergélisol coûterait des sommes astronomiques, sans compter les défis d'entretien dans un environnement aussi hostile. Le diesel a donc perduré, malgré un coût réel très supérieur au prix affiché à la pompe une fois qu'on inclut le transport maritime et le stockage.

À retenir : le coût réel du diesel au Nunavik intègre le transport maritime estival, le stockage dans des réservoirs adaptés au climat et les pertes liées aux cycles de démarrage-arrêt des génératrices — un coût souvent deux à trois fois supérieur au prix du litre affiché dans le sud du Québec.

Claire Vasseur :

Y a-t-il un coût environnemental documenté à cette dépendance ?

Camille Fortin :

Oui, et il est significatif à l'échelle de chaque village. Une centrale diesel municipale de taille moyenne peut consommer plusieurs millions de litres de carburant par année, avec les émissions de gaz à effet de serre correspondantes, sans compter les risques de déversement lors du transport et du stockage. C'est un argument fort en faveur de la transition, au-delà du seul aspect économique.

Le principe du microgrid hybride solaire-diesel

Claire Vasseur :

Concrètement, comment fonctionne un microgrid hybride solaire-diesel ?

Camille Fortin :

On combine trois éléments principaux : des panneaux photovoltaïques, un système de stockage par batteries, et la centrale diesel existante qui reste en place comme source de secours. Un système de gestion intelligent, qu'on appelle un contrôleur de microgrid, arbitre en temps réel entre ces trois sources selon la disponibilité solaire et la demande du village.

Quand le soleil est disponible, le système privilégie le solaire et charge les batteries avec le surplus. Quand la demande dépasse ce que le solaire et les batteries peuvent fournir, ou la nuit, le diesel prend le relais automatiquement. L'objectif n'est jamais de remplacer complètement le diesel — c'est techniquement irréaliste avec la technologie actuelle en climat arctique — mais de réduire sa consommation le plus possible.

Voici un tableau résumant les composantes typiques d’un microgrid hybride que Camille et son équipe déploient au Nunavik :

Les gains réels observés durant l’été arctique

Claire Vasseur :

Quels gains concrets observez-vous durant les mois d'été ?

Camille Fortin :

C'est vraiment spectaculaire. Avec un ensoleillement quasi continu entre juin et août, certains villages où nous avons installé des microgrids atteignent une couverture solaire de 30 à 50% de la consommation électrique totale sur cette période. Il y a des journées, en juin, où la centrale diesel tourne au ralenti pendant plusieurs heures consécutives.

Sur une base annuelle, la réduction moyenne de consommation de diesel se situe entre 15 et 25%, ce qui reste très significatif pour un budget municipal, même si l'hiver ramène la dépendance au diesel à un niveau proche de 95%.

Voici un comparatif saisonnier de la couverture solaire typique observée par Camille sur ses projets :

Les principaux bénéfices mesurés sur les projets de Camille incluent :

• Une réduction de 15 à 25% de la consommation annuelle de diesel dans les villages équipés
• Une diminution du nombre de cycles de démarrage-arrêt des génératrices, ce qui prolonge leur durée de vie utile
• Une réduction mesurable des émissions de gaz à effet de serre liées à la production électrique locale
• Une résilience accrue en cas de rupture ponctuelle d’approvisionnement en carburant

Les contraintes du stockage par batteries en climat extrême

Claire Vasseur :

Le stockage par batteries est-il vraiment viable dans des conditions descendant à -40°C ?

Camille Fortin :

Oui, mais à condition de respecter des règles strictes. Les batteries lithium-fer-phosphate que nous utilisons tolèrent bien la décharge à froid, mais la charge en dessous de 0°C peut endommager les cellules de façon permanente. La règle absolue, c'est que les batteries doivent toujours être installées dans un local chauffé et bien isolé, jamais exposées directement au froid extérieur.

Cela représente un coût de génie civil non négligeable — il faut prévoir un bâtiment ou une extension chauffée dédiée — mais c'est la seule façon de garantir une durée de vie normale, généralement de huit à dix ans pour ce type de batterie en usage nordique bien géré.

Claire Vasseur :

Les anciennes batteries au plomb sont-elles complètement abandonnées ?

Camille Fortin :

Elles sont progressivement remplacées, mais on en trouve encore dans des installations plus anciennes. Le plomb perd une capacité importante au froid, parfois jusqu'à 40% à -30°C, et sa durée de vie est plus courte que le lithium dans ce contexte. Le surcoût initial du lithium se justifie généralement sur la durée de vie totale du projet.

Logistique : transporter des panneaux solaires jusqu’au Nunavik

Claire Vasseur :

Comment se déroule concrètement le transport des équipements solaires jusqu'à un village du Nunavik ?

Camille Fortin :

Tout doit être commandé et expédié pour la rotation maritime de l'été, généralement entre juillet et septembre selon le village. Cela signifie qu'on doit finaliser les commandes de panneaux, d'onduleurs et de structures de fixation dès l'hiver précédent, souvent en janvier ou février, pour garantir la disponibilité et les délais de fabrication.

Si une pièce manque ou si une erreur de commande est découverte sur place, on ne peut généralement pas la corriger avant la prochaine rotation, ce qui veut dire attendre l'année suivante. C'est une contrainte qui structure toute la planification du projet, bien plus que les aspects purement techniques.

Claire Vasseur :

Le pergélisol complique-t-il l'installation des structures de fixation des panneaux ?

Camille Fortin :

Beaucoup. On ne peut pas simplement couler une fondation en béton standard, parce que le dégel estival de la couche active du pergélisol ferait bouger la structure au fil des années. On utilise généralement des pieux vissés ou des plots ajustables qui peuvent être recalibrés si le sol bouge légèrement. Cela demande une expertise géotechnique spécifique et augmente le temps d'installation par rapport à un projet en climat tempéré.

Financement et rôle des organisations communautaires

Claire Vasseur :

Comment ces projets sont-ils financés ?

Camille Fortin :

Le financement est généralement mixte. Hydro-Québec, qui opère directement plusieurs centrales diesel nordiques, pilote certains projets pilotes d'intégration solaire dans le cadre de sa stratégie de transition énergétique. Le gouvernement du Québec contribue via des programmes ciblés pour les réseaux autonomes.

La Société Makivik et l'Administration régionale Kativik jouent aussi un rôle de financement et de gouvernance, en particulier pour les projets où une partie de la production peut bénéficier directement aux ménages, pas seulement aux infrastructures municipales. C'est souvent une combinaison de ces sources qui permet de boucler un budget de projet.

Impact environnemental et réduction de la dépendance au diesel

Claire Vasseur :

Comment mesurez-vous l'impact environnemental réel de ces projets ?

Camille Fortin :

On calcule la réduction de litres de diesel consommés par année, qu'on convertit ensuite en équivalent de tonnes de gaz à effet de serre évitées. Pour un village moyen avec un microgrid bien dimensionné, on parle de dizaines de milliers de litres de diesel économisés annuellement, ce qui représente un impact non négligeable à l'échelle du territoire.

Il y a aussi un bénéfice moins visible mais tout aussi important : la réduction du risque de déversement de carburant lié au transport et au stockage, un enjeu environnemental et sanitaire majeur pour ces communautés côtières.

Ce que les municipalités doivent savoir avant de se lancer

Claire Vasseur :

Quels conseils donneriez-vous à une municipalité qui envisage un projet de microgrid ?

Camille Fortin :

D'abord, il faut prévoir un horizon de planification de deux à trois ans minimum entre l'idée initiale et la mise en service, en raison des contraintes de financement et de logistique maritime. Ensuite, il est essentiel d'impliquer les opérateurs locaux de la centrale diesel dès le début — ce sont eux qui devront exploiter et entretenir le système hybride au quotidien, et leur adhésion conditionne le succès du projet.

Enfin, il ne faut jamais sous-estimer le coût du volet formation. Un microgrid mal compris par l'équipe locale finit souvent par fonctionner en mode diesel permanent, parce que personne ne sait comment diagnostiquer une anomalie sur la partie solaire.

Erreur fréquente à éviter : sous-budgétiser la formation continue de l’équipe locale. Camille observe que les microgrids les mieux entretenus sont systématiquement ceux où au moins deux opérateurs locaux ont reçu une formation complète, avec un plan de mise à jour des connaissances tous les deux ou trois ans.

Voici une checklist résumant les étapes clés avant de lancer un projet de microgrid hybride :

• Confirmer le financement combiné (Hydro-Québec, gouvernement provincial, organismes régionaux)
• Planifier la commande d’équipement au moins un an avant la rotation maritime cible
• Prévoir un local chauffé dédié au stockage des batteries
• Impliquer les opérateurs locaux de la centrale diesel dès la phase de conception
• Budgétiser un programme de formation continue pour l’équipe technique locale
• Prévoir un stock de pièces critiques sur place pour limiter les délais d’intervention

Les prochaines étapes pour la décennie 2026-2035

Claire Vasseur :

Comment voyez-vous l'évolution de ces projets d'ici 2035 ?

Camille Fortin :

Je pense qu'on va voir une multiplication des projets hybrides, avec une part solaire toujours plus grande à mesure que le coût des panneaux continue de baisser et que l'expérience accumulée réduit les risques d'ingénierie. L'éolien pourrait aussi entrer en jeu dans certains villages particulièrement venteux, en complément du solaire, pour mieux couvrir les besoins hivernaux.

Il y a également un potentiel réel du côté des réseaux intelligents permettant aux ménages de participer activement à la gestion de la demande, par exemple en décalant certains usages énergivores aux heures de forte production solaire. C'est une décennie qui va transformer progressivement, mais durablement, le mix énergétique du Nunavik.

Pour comprendre comment ces infrastructures énergétiques s’articulent avec la connectivité numérique des mêmes villages, notre dossier sur l’internet dans les villages les plus isolés du Nunavik et notre retour d’expérience sur un déploiement serveur en environnement nordique offrent un éclairage complémentaire sur les défis logistiques partagés par ces deux secteurs.

Pour un panorama des coûts énergétiques comparés au reste du Québec, consultez également notre analyse des coûts de l’internet au Nunavik en 2026, qui illustre des dynamiques de coûts similaires liées à l’éloignement.

Pour trouver des ressources et services communautaires complémentaires dans la région, l’annuaire de services communautaires au Québec CGLQ recense des organismes actifs dans plusieurs secteurs, dont l’énergie et l’environnement.