Sur le papier, la Champlain Hudson Power Express était un triomphe de vision et de patience. Quinze ans de planification. Une décennie d’autorisations. Quatre ans de construction serpentant sur 546 kilomètres sous terre et sous l’eau, de la frontière canadienne jusqu’au cœur du Queens. Un coût de 6 milliards de dollars, financé par Blackstone et Hydro-Québec. Mise en service en mai dernier, elle est devenue la plus longue ligne de transport souterraine d’Amérique du Nord, capable d’acheminer jusqu’à 20 % de l’électricité de New York depuis l’hydroélectricité québécoise.
Un mois et demi plus tard, la ligne est hors service depuis près de trois semaines.
Le 1er juillet, une station de conversion a déclenché du côté canadien, interrompant brièvement la ligne. Elle a été rétablie, puis est tombée à nouveau le 4 juillet lorsqu’un tronçon de câble endommagé a été découvert du côté américain. Au 22 juillet, la CHPE était toujours hors tension. Lynn St-Laurent, porte-parole d’Hydro-Québec, a déclaré aux journalistes que les réparations devraient être achevées d’ici le week-end des 25-26 juillet. Mais pour un projet censé marquer un tournant dans la transformation énergétique de la région, le timing ne pourrait pas être plus embarrassant.
La CHPE est un chef-d’œuvre d’ingénierie. Elle est constituée de deux câbles à courant continu haute tension (CCHT), chacun d’environ 12,7 centimètres (5 pouces) de diamètre, enfouis sous les autoroutes, les rues et le fond boueux de l’Hudson. La technologie CCHT permet à l’électricité de parcourir de longues distances avec des pertes bien moindres que le courant alternatif, ce qui en fait l’épine dorsale de presque tous les grands projets de transport longue distance dans le monde. Le tracé de la CHPE traverse 150 cours d’eau, serpente à travers deux États et aboutit à une station de conversion dans le Queens qui transforme le courant continu en courant alternatif, alimentant les métros, les appartements et les tours de bureaux de New York.
Mais construire la ligne n’était que la moitié du défi. L’exploiter, semble-t-il, est l’autre moitié.
Deux incidents en deux semaines
La panne du 1er juillet a été causée par ce que les opérateurs de réseau appellent un déclenchement de convertisseur, un arrêt protecteur du côté d’Hydro-Québec. La seconde panne, le 4 juillet, était plus préoccupante : un défaut physique de câble dans la section américaine de la ligne, nécessitant l’excavation et la mobilisation d’équipes de réparation. Cette semaine encore, la ligne est toujours hors service.
Les problèmes de démarrage sont courants pour les infrastructures inédites, et la CHPE repousse les limites même selon les standards internationaux. « Tout nouveau système présente des défis de démarrage », a déclaré Normand Mousseau, professeur de physique à l’Université de Montréal qui étudie les systèmes énergétiques. « Ce qui compte, c’est la rapidité avec laquelle les problèmes sont identifiés et résolus. Ce ne sont pas des défauts fondamentaux. »
Mousseau a raison d’être mesuré. Les systèmes CCHT sont notoirement capricieux durant leurs premiers mois d’exploitation. Les stations de conversion qui assurent le passage entre courant alternatif et continu comptent parmi les équipements électriques les plus complexes jamais construits. Elles contiennent des milliers de modules d’électronique de puissance qui doivent s’enclencher en parfaite synchronie, et même un banal bug logiciel peut nécessiter des semaines pour être identifié et corrigé. Un défaut physique de câble nécessitant une excavation (la panne du 4 juillet) est une catégorie de problème différente, mais que l’industrie sait également résoudre. Le délai de réparation d’environ trois semaines entre la panne et la réparation se situe dans la fourchette normale.
Néanmoins, ces pannes révèlent une réalité plus profonde que l’industrie des énergies propres commence à peine à affronter. Produire de l’électricité renouvelable est devenu remarquablement bon marché et abondant. Les panneaux solaires coûtent une fraction de leur prix d’il y a dix ans. Les éoliennes deviennent chaque année plus grandes et plus efficaces. Mais acheminer cette électricité là où les gens vivent, travaillent et refroidissent leurs appartements lors d’une étouffante après-midi de juillet s’avère être le problème le plus difficile.
La dimension sécheresse
Ajoutons à cela une complication qu’aucune équipe de réparation de câbles ne peut résoudre. Le Québec est en proie à une sécheresse intense depuis trois ans, réduisant les réserves d’eau derrière les barrages qui alimentent le vaste système hydroélectrique d’Hydro-Québec. Même lorsque le câble est pleinement opérationnel, l’hydroélectricité qui y circule dépend d’une eau de plus en plus rare.
La CHPE a été conçue à une époque où l’hydroélectricité québécoise semblait inépuisable. La province produit plus d’électricité qu’elle n’en consomme, et elle vend depuis des décennies son surplus aux provinces voisines et aux États américains. Mais le changement climatique ne respecte pas les hypothèses d’ingénierie. La sécheresse a réduit les niveaux des réservoirs, et bien qu’Hydro-Québec n’ait pas déclaré publiquement qu’elle serait incapable de respecter ses engagements d’exportation, le risque est réel et croissant.
Cela crée un étrange paradoxe. La transition énergétique a besoin de davantage de transport (beaucoup) pour relier les centres de production renouvelable aux centres de population. Les endroits les plus ensoleillés et les plus venteux sont rarement les plus peuplés. Mais chaque nouvelle ligne de transport est un pari que l’ingénierie tiendra, que la météo coopérera et que la politique d’acheminement du courant à travers de multiples juridictions ne sombrera pas dans des procès et des retards.
Comment New York s’est sauvée en anticipant le pire
Le New York Independent System Operator (NYISO), qui gère le réseau de l’État, a fait quelque chose qui, avec le recul, semble très prudent. Dans ses études de planification pour l’été 2026, il n’a pas supposé que la CHPE serait disponible. Le modèle traitait la ligne comme un bonus, pas une nécessité.
Cette approche conservatrice a fait que lorsque la CHPE est tombée, le réseau n’a pas flanché. New York n’a pas connu de coupures tournantes. Les plans d’urgence (anciennes centrales à gaz maintenues en veille, programmes de réponse à la demande qui rémunèrent les entreprises pour réduire leur consommation les jours de pointe) ont absorbé le choc. Ce n’était pas élégant, mais cela a fonctionné.
Comparons cela à ce qui aurait pu arriver si les planificateurs avaient misé toute la ferme sur l’arrivée opportune de la CHPE. La différence entre un réseau qui survit à une panne majeure de transport et un réseau qui s’effondre est exactement cette marge. Les optimistes des infrastructures affirment souvent que construire davantage de capacité est toujours la réponse. Les deux premiers mois de la CHPE suggèrent que les marges de fiabilité comptent tout autant.
L’expérience parallèle du Maine
La CHPE n’est pas seule à souffrir de douleurs de croissance. Le New England Clean Energy Connect (NECEC), une autre ligne CCHT Québec-États-Unis mise en service en janvier 2026, a également subi des pannes et n’a fourni qu’une puissance supplémentaire minime au réseau de la Nouvelle-Angleterre durant ses premiers mois. Le schéma est le même : la planification et la construction ont été difficiles, mais l’exploitation s’avère encore plus difficile.
Deux grandes lignes CCHT internationales, toutes deux construites pour acheminer l’hydroélectricité canadienne vers les villes américaines, connaissant toutes deux des difficultés de démarrage à quelques mois d’intervalle. Ce n’est pas une coïncidence. C’est un signal que la courbe d’apprentissage de l’industrie pour le transport CCHT longue distance est plus raide que beaucoup ne l’avaient anticipé. La technologie fonctionne. Elle a été déployée avec succès en Europe et en Chine pendant des années. Mais le rythme auquel l’Amérique du Nord construit sa capacité CCHT pourrait dépasser l’expérience opérationnelle du continent.
Le goulot d’étranglement se déplace
Pendant des années, la sagesse conventionnelle concernant la transition énergétique était que la production était la partie difficile. Construisez suffisamment de parcs solaires et éoliens, pensait-on, et le reste suivra. Les débuts difficiles de la CHPE racontent une histoire différente. Le goulot d’étranglement se déplace : de la fabrication de l’électricité vers son déplacement.
La physique du transport est impitoyable. Un parc solaire peut être construit par phases, avec des panneaux mis en service aussi vite qu’ils peuvent être installés. Un seul défaut de câble peut mettre hors service une ligne électrique intercontinentale pendant des semaines. Une sécheresse peut silencieusement vider la valeur d’une interconnexion de plusieurs milliards de dollars avant que quiconque ne s’en aperçoive. La production est modulaire et de moins en moins coûteuse. Le transport est monolithique, coûteux et exposé à un large éventail de modes de défaillance qu’aucune planification ne peut anticiper pleinement.
La CHPE sera presque certainement réparée d’ici la fin juillet. Elle fonctionnera probablement sans accroc pendant des années une fois ses problèmes initiaux résolus. Les projets qui suivront tireront les leçons de ces premiers écueils. Mais la leçon de la Champlain Hudson Power Express ne concerne pas un seul câble ou une seule station de conversion. Elle concerne la nature du défi à venir.
La transition énergétique ne manque pas d’électrons. La question est de savoir si nous pouvons les acheminer de manière fiable là où ils doivent aller.
Traduit par Lydie