(Neuf heures trente-quatre minutes)

Président (M. Caron) : Donc, je vais reprendre. À l'ordre, s'il vous

plaît! Ayant constaté le quorum, je déclare la séance de la Commission

de l'administration publique ouverte.

La commission

est réunie afin de procéder à l'audition d'Hydro-Québec sur le

chapitre 5

du rapport de décembre 2022 du Vérificateur général intitulé Hydro-Québec :

maintenance des actifs du réseau de distribution d'électricité .

M. le secrétaire, y a-t-il des remplacements?

Le Secrétaire : Oui, M. le

Président. Mme Mallette (Huntingdon) est remplacée par M. Lemay

(Masson); Mme Cadet (Bourassa-Sauvé), par M. Kelley

(Jacques-Cartier); et Mme Labrie (Sherbrooke), par M. Bouazzi

(Maurice-Richard).

Président (M. Caron) : Merci. Donc, nous débuterons par l'exposé de

10 minutes du Vérificateur général et enchaînerons avec celui

d'Hydro-Québec. Le reste de la séance sera consacré aux échanges avec les

membres de la commission. Les échanges se

dérouleront par blocs d'une durée d'environ 10, 11 minutes, incluant les

questions et les réponses, en alternance entre le gouvernement et les

oppositions afin de permettre à tous les groupes parlementaires d'écouter

graduellement... d'écouler, pardon, graduellement leur temps de parole.

Donc, j'invite

maintenant la Vérificatrice générale à nous présenter les gens qui

l'accompagnent puis à faire son exposé. Vous disposez de

10 minutes.

Mme Leclerc

(Guylaine) : Alors, Mme la Présidente, Mmes et MM. les

membres de la commission, Mme Claudine

Bouchard, M. Maxime Lajoie, c'est avec plaisir et intérêt que je participe

à cette séance de la Commission de

l'administration publique. Je vous remercie pour cette invitation.

Permettez-moi de vous présenter les personnes qui m'accompagnent :

M. François Dubreuil, secrétaire général, Mme Caroline Rivard,

vérificatrice générale adjointe, et Carl Pelletier, directeur d'audit.

Je vous

rappelle d'emblée que notre objectif, lors de l'audit de performance dont il

est question aujourd'hui, était de déterminer si Hydro-Québec réalise la

maintenance préventive de ses actifs afin d'assurer la fiabilité de son réseau

de distribution d'électricité. Il est aussi bon de rappeler que cet audit a été

publié le 5 décembre 2022. Il couvrait la période de janvier 2016 à

décembre 2021.

Nous tenons à

souligner que la demande en électricité a augmenté ces dernières années, et

continuera de croître, et que cette

croissance augmente la pression sur le réseau de distribution d'électricité.

Or, une maintenance rigoureuse contribue à réduire les pannes

directement liées à la défaillance d'équipements. Et cela est sans compter que

des actifs en bon état résistent mieux aux problèmes causés par la végétation

et les intempéries.

Notre premier

constat était que la fiabilité du service de distribution d'électricité

d'Hydro-Québec avait présenté une baisse marquée entre 2012 et 2021. En

effet, en excluant les événements météorologiques majeurs, le nombre de pannes a augmenté de 16 % au cours de cette

période, et la durée moyenne des pannes par client a augmenté de

63 %. De plus, lors de nos travaux d'audits de 2022, la société d'État

prévoyait que la durée moyenne des interruptions de service par client pourra

se détériorer et atteindre 221 minutes en 2026, soit 20 minutes de

plus qu'en 2021.

Devant cette baisse de la fiabilité de son

service, Hydro-Québec a lancé un plan de réduction des pannes en 2020, plan qui n'avait que partiellement été mis

en oeuvre lors de la réalisation de notre audit, en 2022. Ce plan visait

notamment la remise en état de 60 % du réseau aérien de distribution et le

renforcement de 400 000 transformateurs aériens. Toutefois, Hydro-Québec n'a pas pu nous fournir le fondement du

scénario de réduction des pannes à l'origine de son plan. Aucune étude comparative permettant de conclure que ce

scénario était le plus efficient n'avait été réalisée par la société

d'État, et le plan ne comprenait aucune planification pluriannuelle des

travaux.

Une planification sur plusieurs années aurait

permis à Hydro-Québec d'établir dès le début du projet la feuille de route à suivre pour maximiser ses

chances de diminuer les pannes dans les délais visés. Cela lui aurait

aussi permis d'apprécier l'avancement de ces travaux pour pouvoir s'ajuster

tout au long de la réalisation de son plan.

Par ailleurs, lors de la première année de mise

en oeuvre de son plan de réduction des pannes, en 2021, Hydro-Québec avait

effectué un peu moins de 60 % des heures planifiées. Elle n'avait fermé

qu'environ le quart des ordres de travail

auxquels elle avait prévu donner suite. Si cette faible performance se

maintenait, l'échéancier du plan de réduction

des pannes pourrait être prolongé d'une dizaine d'années. Enfin, même si elle

avait haussé à 1,14 milliard de dollars

l'estimation du coût de réalisation de son plan de réduction des pannes, soit

une augmentation de 43 % par rapport à l'estimation initiale de

800 millions de dollars, Hydro-Québec n'avait pas effectué une

analyse complète du coût et des bénéfices de ce plan.

Notre

deuxième constat était une absence d'adaptation au contexte de vieillissement

des actifs. Le vieillissement des actifs d'Hydro-Québec prendra de

l'ampleur dans les prochaines années, et la société d'État prévoyait qu'elle devrait remplacer de plus en plus d'actifs.

Toutefois, elle ne pouvait pas confirmer que ces pratiques courantes

seraient suffisantes pour relever le défi associé à ce vieillissement et elle

n'avait pas adapté sa stratégie de gestion des actifs à ce contexte.

En troisième

lieu, nous avons observé qu'une

part importante des efforts de maintenance

préventive à réaliser n'avait pas été accomplie. En effet, de 2016 à

2020, le tiers des heures de maintenance préventive systématique planifiée n'a pas été effectué, et la société

d'État a interrompu son programme régulier d'inspection des lignes

aériennes en 2018 et en 2019. De plus, le nombre d'heures de maintenance

préventive réalisées a diminué entre 2012 et 2019, alors que le réseau

vieillissait et que la fiabilité du service diminuait.

Par ailleurs,

lorsqu'une anomalie pouvant mener à une panne était détectée sur un équipement,

le délai entre la décision

d'entreprendre une réparation et la fin des travaux ont doublé de 2012 à 2021.

Nous avons, par exemple, établi qu'en

2021 les délais pour remédier à des anomalies à risque vraiment haut étaient de

plus de sept mois, alors que de telles anomalies pouvaient causer une

panne dans les 30 jours.

Finalement,

nous avons constaté qu'Hydro-Québec ne détenait pas certaines données

pertinentes et que des données qu'elle détenait n'étaient pas

structurées ou étaient imprécises. En conséquence, Hydro-Québec ne pouvait pas

établir pleinement les besoins de maintenance préventive du réseau de

distribution.

détermination de l'âge d'un équipement spécifique ainsi que l'estimation de

l'âge d'une catégorie d'équipement demandaient des efforts considérables

compte tenu de l'absence de données fiables à ce sujet dans ses systèmes

d'information. Par exemple, pour connaître l'âge d'un transformateur aérien,

les employés d'Hydro-Québec devaient se

rendre sur place et prendre connaissance de l'étiquette apposée sur

l'équipement. De plus, Hydro-Québec ne disposait pas d'outil de gestion pour suivre l'état de santé global du réseau

avant que les symptômes de défaillance apparaissent. De tels outils

auraient aidé à la prise de décision.

Je termine en

précisant qu'au terme de nos travaux nous avons formulé des recommandations qui

ont toutes été acceptées par

Hydro-Québec. Je tiens à remercier le personnel de la société d'État pour sa

collaboration à cet audit de performance.

J'aimerais aussi assurer les membres de la commission qu'ils peuvent compter

sur mon entière collaboration.

Le Président (M. Caron) : Merci, Mme

Leclerc.

Bien,

maintenant, je souhaite la bienvenue aux représentants d'Hydro-Québec. J'invite

maintenant les représentants, justement, à nous faire leur présentation,

et je vous invite aussi à nous présenter les gens qui vous accompagnent puis à

faire votre exposé. Vous disposez également d'un temps de 10 minutes.

Bouchard (Claudine) : Merci. M. le Président, Mmes et MM. les

députés membres de la Commission de l'administration publique, bonjour.

Je suis heureuse d'être aujourd'hui parmi vous dans le cadre de cette audition

de la commission à propos du rapport de

décembre 2022 du Vérificateur général du Québec portant sur la maintenance

de notre réseau de distribution d'électricité. Je suis aujourd'hui accompagnée

de M. Maxime Lajoie, directeur principal, Conception intégrée et gestion de

l'actif, ainsi que M. Philippe Archambault, directeur des affaires

gouvernementales dans l'équipe des affaires publiques.

Le rapport du

Vérificateur général dont nous parlons aujourd'hui a été publié il y a

16 mois, et je peux vous dire que, depuis, les choses se sont

accélérées. Nous avons notamment mis en oeuvre les recommandations découlant du

rapport du Vérificateur général puis nous avons déposé notre plan d'action

2035, Vers un Québec décarboné et prospère, dont la priorité numéro un vise

l'amélioration de la qualité du service électrique.

Avant de revenir sur les actions mises en place,

je prendrai quelques minutes pour vous parler du contexte plus large dans

lequel Hydro-Québec évolue actuellement. Notre parc de production, qui compte

une soixantaine de centrales hydroélectriques, fait de nous l'un des plus

grands producteurs d'hydroélectricité du monde. Notre réseau de transport est

le plus vaste en Amérique du Nord, et nos lignes de distribution sillonnent la

province sur plus de 260 000 kilomètres, en grande

partie en

territoire forestier et souvent dans des secteurs isolés.

La gestion de cet immense réseau s'accompagne de

grandes responsabilités. Comme plusieurs autres réseaux électriques, le nôtre est composé d'équipement qui a été mis en service

il y a plusieurs décennies, et donc qui vieillit et qui demande plus

d'entretien ou qui arrive à la fin de sa durée de vie utile. Comme partout dans

le monde, la transition énergétique s'accélère. Notre réseau est davantage

sollicité, et les attentes de notre clientèle augmentent.

À ceci

s'ajoutent les changements climatiques, qui ont des impacts sur l'ensemble de

nos activités. La multiplication des

événements météorologiques lors des dernières années exige que nous renforcions

la résilience de notre réseau afin de réduire

le nombre de pannes qui pourraient en découler. Dans un tel contexte, nous

devons accroître et optimiser la façon de

réaliser nos investissements afin d'assurer la fiabilité, la résilience et le

développement de nos infrastructures, le tout afin de continuer d'offrir un service fiable et de grande qualité à

l'ensemble de notre clientèle et au meilleur coût possible.

Revenons au rapport du Vérificateur général du

Québec de décembre 2022. Le VGQ a ciblé les activités d'Hydro-Québec en lien avec la fiabilité du réseau électrique de 2016 à

2021. Dans son rapport, il est recommandé d'établir des objectifs d'amélioration de la fiabilité du

réseau de distribution et de mettre en oeuvre les mesures appropriées

pour les atteindre, de renforcer les outils de gestion des actifs afin de faire

face au vieillissement de ceux-ci et de s'arrimer aux meilleures pratiques mondiales, de poursuivre

l'amélioration de la planification de la maintenance préventive ainsi

que des moyens pour les réaliser, d'améliorer les processus de maintenance et

de contrôle a posteriori et, finalement, de mettre en oeuvre un plan de

collecte de l'information permettant d'établir l'état de santé du réseau de

distribution.

Nous l'avons

dit d'emblée, nous sommes d'accord avec les recommandations du VGQ. Celles-ci

s'inscrivent dans la continuité des actions déjà amorcées. D'ailleurs, le

VGQ souligne dans son rapport les initiatives d'amélioration en cours et les

résultats observés dès 2021, dont une augmentation de 71 % de la

maintenance préventive.

En réponse au rapport du VGQ, nous avons déposé,

en mai 2023, un plan qui présente les actions qu'Hydro-Québec réalise pour

chacune des recommandations formulées par ce dernier. De manière générale, ce

plan établit des objectifs d'amélioration de la fiabilité de notre réseau de

distribution et présente les mesures les plus appropriés pour les atteindre. Il

renforce les outils de gestion nous permettant de faire face au vieillissement

des actifs et permet la mise en oeuvre des meilleures pratiques. Voici quelques

exemples des actions qui ont été déployés.

Notre stratégie de gestion des actifs a été

revue afin d'être adaptée aux besoins du réseau de distribution aérien. Elle se base sur l'analyse des années

antérieures et sur les besoins futurs pour définir les cibles et les

scénarios d'intervention de maintenance

préventive. Nous avons identifié 7 500 risques de défaillance qui

sont priorisés au courant de

l'année 2024. Ces interventions de maintenance prioritaires auront un

impact positif significatif sur la réduction du nombre de pannes. Des indicateurs permettent de suivre la réalisation des

travaux avec l'ensemble des équipes, et ce, à toutes les semaines. En

plus, un suivi hebdomadaire est effectué afin d'arrimer notre planification de

la maintenance, la fiabilité du réseau et

les enjeux soulevés par nos clients. L'ensemble de ces données sont intégrées

pour une analyse interactive qui est faite en continu.

Afin de faire face au vieillissement de nos

actifs, nous avons amorcé une analyse du cycle complet des actifs stratégiques.

Ce diagnostic permet de terminer... de déterminer, pardon, l'option optimale de

maintenance ou de renouvellement selon

différents critères et contribue au plan d'évolution de nos actifs. Par

exemple, nous avons analysé l'ensemble

des lignes du réseau de distribution et nous avons identifié plusieurs secteurs

prioritaires, dont l'Estrie, Brossard, Dollard-des-Ormeaux et Wakefield,

pour n'en nommer que quelques-uns. Ces secteurs feront l'objet d'interventions spécifiques dès cette année afin d'améliorer

significativement la qualité de service. Des audits sont effectués

annuellement afin d'assurer la bonne

réalisation de notre programme d'inspection de poteaux réalisé par des

entrepreneurs externes. Dans le cadre de l'évolution de nos systèmes

d'information, les données qui ont le plus d'impact sur nos activités ont été déterminées et analysées afin d'en assurer la

disponibilité et la qualité. Nous sommes convaincus que ces mesures

mises ensemble permettent d'apporter des réponses et des correctifs concrets

aux constats soulevés dans le rapport du Vérificateur général du Québec.

Le Plan

d'action 2035, Vers un Québec décarboné et prospère, marque un jalon

important dans l'amélioration de la qualité du service pour notre

clientèle. Ce plan d'action a été conçu pour répondre à un grand défi,

c'est-à-dire permettre au Québec de poursuivre sa transition énergétique, de

décarboner son économie et d'assurer sa prospérité, tout en offrant à sa

clientèle un service fiable, simple et abordable.

La première priorité de ce plan vise à améliorer

la qualité de notre service. Je souligne que l'ensemble des actions découlant du plan du Vérificateur général

ont toutes été intégrées dans les processus d'analyse, de mise en oeuvre

et de contrôle du plan d'action 2035 afin d'en assurer la cohérence et

l'arrimage.

Nous l'avons déjà mentionné, l'année 2023 a

été la pire des 15 dernières années pour les pannes. Or, 80 % de ces pannes sont liées à cinq événements

météorologiques majeurs. Ainsi, pour améliorer la fiabilité du réseau

électrique, nous nous engageons à investir

davantage afin d'offrir un service fiable et de grande qualité à nos clients et

clientes. Nous allons donc investir entre 45 et 50 milliards de

dollars d'ici 2035, dont 8 à 9 milliards spécifiquement sur le réseau de distribution. Au total, c'est 4 à

5 milliards de dollars qui seront investis par année pour la

fiabilité de nos actifs, soit presque le double des investissements en

pérennisation des trois dernières années.

Nous allons

déployer de nouvelles solutions plus robustes et ainsi permettre de mieux

s'adapter aux impacts des changements

climatiques, qui ne cessent de s'accélérer. Notre objectif est clair :

réduire de 35 % le nombre de pannes d'ici sept à 10 ans. D'ailleurs, grâce aux actions déployées avec

intensité dans les secteurs de La Pêche et de Wakefield, nous avons déjà constaté une diminution

significative de l'ordre de 80 % des pannes dans ces secteurs. De façon

générale, depuis le début de 2024, nous

notons une tendance à la baisse d'environ de 50 %, par rapport aux années

précédentes, de la durée moyenne des pannes lors d'événements météorologiques

majeurs.

Nous avons également mis en place plusieurs

actions pour améliorer la communication avec la clientèle lors de pannes majeures. Déjà dans la première année,

l'estimation des délais moyens de l'établissement lors des interruptions

majeures a été ajoutée à Info-pannes afin d'offrir plus d'information et de

prévisibilité à notre clientèle. Non seulement nous avons introduit ces délais

de rétablissement, mais nous les respectons à près de 70 %.

Dans un autre ordre d'idée, notre plan d'action

prévoit aussi une accélération du traitement des demandes de raccordements

clients au réseau.

Dans la

perspective de mettre en oeuvre rapidement les orientations du plan, nous avons

précisé en février une série

d'actions concrètes qui, dès cette année, nous permettront d'atteindre notre

objectif d'améliorer la qualité du service pour notre clientèle. Pour y

arriver, nous devons déployer un mixte de solutions adaptées à la géographie et

aux réalités locales. Nous allons combiner une intensification des travaux en

maîtrise de la végétation, de la maintenance optimale et des solutions

technologiques innovantes, comme des conducteurs recouverts, l'installation de

poteaux en composite et des solutions d'enfouissement allégées.

Parlons

d'abord de la maîtrise de la végétation. Les contacts entre la végétation et

nos lignes électriques constituent la principale cause des pannes sur le

réseau de distribution. On parle environ de 40 % à 70 % des pannes

qui sont causées par des arbres et des branches. Dès que

nos activités de maîtrise de la végétation étaient exclues de l'audit du

Vérificateur général, il s'agit d'une priorité d'Hydro-Québec pour améliorer la

qualité du service.

Depuis 2018,

nous avons doublé les investissements pour la coupe des arbres dangereux et des

branches à proximité de notre réseau.

Nos investissements sont passés de 60 millions de dollars, en 2018, à

130 millions de dollars aujourd'hui. Nous dégagerons 220 000 portées en 2024, ce qui représente environ

22 000 kilomètres de ligne, et nous abattrons environ 75 000 arbres présentant un risque pour

le réseau. Ceci s'effectuera évidemment en collaboration avec les

municipalités et notre clientèle. Notre

objectif est clair : une réduction de 30 % des pannes qui sont

causées par la végétation d'ici 2028.

Afin

d'accroître la robustesse de notre réseau, et de le moderniser, et de remplacer

les équipements vieillissants, nous

inspecterons, cette année, 17 500 kilomètres de lignes aériennes,

200 000 poteaux et 10 000 ouvrages de génie civil et

équipements stratégiques. Nous réaliserons 7 500 interventions de

maintenance sur différents équipements. Nous planterons

plus de 28 000 poteaux en bois. Nous déploierons, comme mentionné

précédemment, également des solutions innovantes sur des lignes ciblées,

notamment l'installation de plus de 500 poteaux en composite, plus

robustes, à des endroits stratégiques sur les réseaux. Nous installerons

12,5 kilomètres de fil électrique isolés afin de limiter les contacts avec

la végétation. Finalement, nous mettrons à l'essai une nouvelle technique

d'enfouissement des lignes directement dans le sol, sans canalisation de béton.

S'il est

important de réduire les pannes à la source et de renforcer la résilience de

notre réseau, il faut également offrir des solutions à la clientèle lors

d'interruptions. En collaboration avec les milieux locaux, nous implanterons

cinq microréseaux qui pourront fournir une alimentation électrique d'appoint en

cas de panne. Les communautés ciblées seront prochainement consultées.

Un pôle de dépannage mobile sera également testé

cette année afin de permettre la recharge des véhicules électriques lors

d'interruptions. Dans le même esprit, nous déploierons des batteries chez nos

clients dans des zones fortement touchées par les pannes pour offrir un service

d'urgence relativement aux appareils essentiels.

Toutes ces actions qui sont réalisées en 2024

s'ajoutent aux efforts constants d'Hydro-Québec pour assurer l'entretien préventif de son réseau, pour

moderniser ses infrastructures et pour renforcer la fiabilité de ses

installations.

Bien que nous ayons déjà amorcé le mode

réalisation de ce plan, notre volonté est d'être à l'écoute de nos parties prenantes pour raffiner nos pistes de

solutions et les moyens d'en effectuer la mise en oeuvre. C'est pour cette

raison que nous avons lancé, il y a quelques mois, le dialogue sur le plan

d'action 2035, une consultation que nous avons menée partout au Québec

pour présenter notre plan et échanger avec ceux et celles qui veulent

contribuer à sa mise en oeuvre. Depuis

l'automne, nous avons tenu 74 rencontres avec 45 parties prenantes,

que ce soient des associations, des élus municipaux ou les Premières

Nations, et ce, dans les 17 régions administratives du Québec. L'ensemble

de notre clientèle a été également invitée au dialogue. Plus de

14 000 personnes ont répondu au sondage en ligne, qui portait

notamment sur la fiabilité du réseau.

Plusieurs

bonnes idées nous ont été suggérées sur les façons d'améliorer notre service et

sur la mise en oeuvre de notre plan.

À

titre d'exemple, lors de nos discussions avec les municipalités, il a été

question des moyens pour mieux les soutenir

lors de pannes ou lors de planification des travaux. Depuis, nous avons déjà

communiqué avec 1 000 municipalités du Québec pour identifier des responsables opérationnels pour leur

région afin d'assurer un arrimage proactif et transparent. En juin

prochain, nous ferons l'état de résumé de l'état de ces démarches.

Bref, le

rapport du Vérificateur général du Québec a mis en lumière des éléments

importants. En réponse à ces constats,

nous avons travaillé de près avec son équipe et déposé un plan détaillé

comportant des mesures qui répondent à chacune des lacunes qui ont été

signalées et nous avons mis en place des correctifs. Nous croyons que les

mesures que nous nous efforçons à déployer

dans le cadre de notre plan d'action 2035, Vers un Québec décarboné et

prospère, viendront bonifier et complémenter

les mesures déjà amorcées afin d'améliorer notre bilan sur ce plan et de

rencontrer notre engagement de fournir à notre clientèle un service fiable,

simple et abordable. Merci.

Le Président (M. Caron) : Merci. On

vous a accordé un peu plus de temps, mais vous avez bénéficié de ce que Mme

Leclerc avait laissé sur la table, j'allais dire.

Alors, écoutez, merci. Nous allons maintenant

commencer la période d'échange. Alors, nous allons débuter avec le groupe formant le gouvernement. Est-ce que

c'est M. le député de Rousseau qui lance le bal? Allez-y, M. le député.

Thouin : On peut faire ça. Donc, bonjour, tout le...

Pardon. Bonjour, tout le monde. Merci d'être là. Très apprécié.

Bon, évidemment, on... le taux de satisfaction

de la clientèle, 97 % en septembre 2022, je pense que c'est excellent, l'obligation de réaliser les

raccordements, qui ont augmenté de beaucoup, et de rétablir rapidement

lorsqu'il y a des pannes, et je comprends que, pour assurer la fiabilité du

réseau, Hydro-Québec a décidé... en tout cas, selon le dernier rapport ici, là, de la VG, c'est de prioriser les activités

liées aux poteaux et la végétation. C'est surtout ça. On a dit : On va travailler plus là-dessus que sur

nos équipements qui sont vieillissants. On n'a pas vraiment de... En tout

cas, on a peu de stratégies... À ce moment-là, en tout cas, la stratégie

n'était pas claire sur la... la gestion du... en fait, du maintien des actifs

en bon état. Donc, les clients sont heureux, il y a une forte croissance des

branchements puis des rétablissements, puis

on surveille surtout les poteaux et la végétation. C'est ce que... je

résumerais ça assez grossièrement.

Toutefois, il

n'y a pas d'outil efficace, d'outil efficace pour la gestion... le suivi de

l'état des actifs, pas de stratégie globale de réduction du déficit de

maintien d'actifs, on est réactif plutôt que préventif. Je ne sais pas si c'est

parce qu'on manque d'argent, on manque de main-d'oeuvre, probablement la somme

de tout ça, mais, pendant ce temps-là, le parc, lui, continue à vieillir. Tu sais, les

équipements, bien, naturellement, on s'en va tous par là, là, il n'y a

personne qui rajeunit, donc c'est la même chose pour les équipements. Ça fait

que, si on n'en prend pas soin, si on ne met pas un plan de match concret, bien

établi, bien, on n'y arrivera pas, ça va toujours s'empirer.

Donc là, je

suis content d'apprendre que, bon, évidemment, suite à tout ça, il y a eu

plusieurs... plusieurs réactions, là,

d'Hydro-Québec. Depuis le début, là, depuis que le plan d'action 2035, qui a

pour objectif de réduire 35 % les pannes, est-ce qu'on a déjà des résultats, là, mesurables, quantifiables,

démontrables maintenant, là? Ça, c'était ma première question.

Bouchard (Claudine) : Oui. Dans le cadre du plan d'action, donc, le plan

d'action nous permet vraiment de

doubler nos investissements en pérennité, donc en amélioration du service à nos

clients. Donc, dans ce contexte-ci, on parle beaucoup de la maîtrise de

la végétation parce que l'accélération de l'impact des changements climatiques,

on ne doit pas freiner. Donc, la première...

le premier levier qu'on a pour réduire les pannes, c'est vraiment de rendre

notre réseau plus robuste. Alors, c'est ce à quoi on s'affaire, donc, avec les

poteaux en composite, avec les conducteurs recouverts, avec de l'enfouissement

allégé, donc rendre le réseau plus robuste.

Maintenant, il faut aussi réduire les pannes qui

sont liées à la végétation, 40 % à 70 % des pannes est lié à la

présence de végétation à proximité du réseau. Donc, on a doublé aussi nos

investissements en termes de maîtrise de la végétation. Mais non seulement on a

doublé les investissements, on travaille différemment aussi, donc on a des cas probants. Je parlais de Wakefield, Brossard,

Ayer's Cliff plus récemment. Alors, les mesures que nous avons prises en

collaboration avec les citoyens, les clients

et les municipalités ont permis, sur l'horizon de quelques mois, de réduire

le nombre de pannes de 80 %. Donc,

c'est significatif, c'est au-delà de ce qu'on voulait. Donc, notre objectif

était de 30 % pour le Québec,

donc, en moyenne. Mais là, quand on est spécifique, intensif, chirurgical à

certains égards, on est capable de réduire le nombre de pannes de façon

significative.

Maintenant, d'autres éléments, de façon

générale, au niveau des équipements. Vous savez que le réseau de distribution... Peu importe où vous vous promenez

au Québec, vous voyez des équipements du réseau de distribution puis,

sur un coin de rue, si vous comptez le nombre d'équipements que vous voyez,

vous allez voir que c'est des dizaines, voire des centaines d'équipements.

Alors, la

gestion de l'actif du réseau de distribution, c'est quelque chose qui est en

évolution, qui est en évolution constante.

L'intelligence artificielle des systèmes automatisés va nous permettre

d'améliorer notre stratégie de gestion de l'actif. L'objectif d'une stratégie de gestion de l'actif, c'est de

poser le meilleur geste au meilleur moment au meilleur endroit. Alors,

ça, cette vision de stratégie de gestion intégrée là, nous sommes à la faire

évoluer dans le temps.

Et il ne faut

pas toujours penser non plus que c'est toujours l'âge qui détermine la

performance d'un équipement. Souvent l'âge, oui, mais parfois aussi

l'utilisation qu'on fait des équipements. Par exemple, si on est dans un

endroit où l'air est plus salin, bien, la performance des équipements va être

différente. Alors, l'idée, c'est d'avoir une donnée suffisamment importante et

précise sur la performance des équipements pour avoir le bon geste au bon

moment, pas juste en fonction d'un cycle de

maintenance établi de façon statistique, mais vraiment par équipement. Alors,

c'est ce qu'on est en train de déployer dans notre évolution de notre

stratégie de gestion de l'actif du réseau de distribution.

Thouin : Est-ce qu'au niveau de la végétation vous avez

changé votre façon de débroussailler, là? Parce que, je vous le dis, là, tu sais, personnellement, j'ai

eu des plaintes de citoyens qui m'ont dit : Hey! c'est effrayant, le

carnage qu'ils ont fait. Ils ont coupé la

semaine passée, là, pas plus tard que la semaine passée, puis je me suis

informé un peu à savoir, justement, si on avait changé... j'ai

dit : C'est peut-être le sous-traitant qui, lui, est plus... tu sais, est

plus... il travaille plus fort. Mais est-ce

que c'est voulu? Est-ce que c'est dans la stratégie de dire... Parce que c'est

sûr que, si on... tu sais, ça

repousse, des arbres, ça fait que, si on coupe trop proche bien, ça repousse

plus vite puis on... la job est à recommencer.

Mme Bouchard (Claudine) : Oui. En

fait, il faut, hein, faire évoluer nos façons d'intervenir parce qu'il faut

répondre à l'évolution ou l'accélération de l'impact des changements

climatiques. Des vents de 106 kilomètres-heure au mois de février, avant ça, c'était plutôt rare. Aujourd'hui, on a une

récurrence beaucoup plus grande. Ce que ça veut dire, c'est que ce n'est pas seulement les branches à proximité du

réseau, qui viennent en contact avec les réseaux, qui causent des pannes, c'est parfois des arbres qui

sont beaucoup plus loin, qui sont des arbres malades, affaiblis, qui,

eux, par les vents forts, vont tomber sur

les réseaux, vont causer des dommages qui, eux, prennent du temps à rétablir et

à réparer.

Donc, oui, effectivement, on va aller un peu

plus large sur des corridors qu'on va appeler des corridors de sécurité autour du réseau, où on va abattre ce

qu'on appelle des arbres dangereux ou qui représentent un risque

potentiel pour le réseau de distribution. De

cette façon-là, bien, on prévient les dommages et on prévient donc les pannes

de longue durée pour nos citoyens,

nos clients, sous l'effet des événements climatiques majeurs liés aux

changements climatiques.

Thouin : Puis peut-être juste un petit commentaire. Je suis

assez surpris aussi. Quand je lisais, là, diverses interventions de tout

le monde et... de savoir, entre autres, qu'il fallait monter dans le poteau

pour voir le numéro du transformateur parce qu'on n'a pas ça en...

Tu sais, moi,

j'ai lancé une compagnie d'Internet haute vitesse il y a quelques années, et,

pour pouvoir utiliser vos poteaux,

bien, il faut faire une évaluation poteau par poteau de... tu sais, si le

hauban est conforme, si le poteau est tant de degrés, puis c'est différent s'il y a ou s'il n'y a pas un

transformateur. Ça fait que c'est l'entreprise qui veut s'installer qui doit, en fait, démontrer que le poteau est en bon

état et, sinon, donner un plan de redressement, là, qu'est-ce qu'ils

vont faire avec ce poteau-là, pour avoir le droit, finalement, que vous donniez

l'autorisation à une tierce

partie de pouvoir s'installer. Et, même, c'est la

tierce

partie qui doit payer les travaux, qui doit faire les travaux, tu sais,

préparatoires pour être capable de s'installer par la suite.

fait que je me dis... surtout que, là, on a... tu sais, le réseau Internet en

fibre s'est déployé un peu partout à travers

le Québec, vous devez déjà avoir reçu un paquet d'informations sur divers

poteaux au Québec, là, l'état qu'ils sont,

qu'est-ce qu'il y a comme machinerie dessus puis... J'ai de la misère à

concevoir que notre société d'État, tu sais, Hydro-Québec, n'a pas...

n'est pas capable, présentement, de peser sur un bouton, là, puis dire :

Le poteau 8 309, lui, il y a tel

type d'équipement dessus, il a tel âge, normalement, à cause de sa situation

géographique, devrait être, tu sais, plus

affecté, parce que, justement, avoir... sont sur le bord de la mer, par

exemple. Tu sais, j'ai de la misère à croire qu'on n'a pas ça déjà, tu

sais. C'est...

Mme Bouchard

(Claudine) : Vous savez qu'il y a un parc de poteaux, au Québec, de 2

millions de poteaux. Il y a une

partie de ça qui n'appartient pas à

Hydro-Québec, une

partie de ça qui appartient à Hydro-Québec. On n'a pas loin

de 700 000 transformateurs déployés sur le territoire, partout. On a

des transformateurs qui ont été installés dans les années 70, alors que

l'informatique n'était pas ce qu'elle est aujourd'hui.

Donc,

pour remédier à ça, on est à déployer les moyens nécessaires pour être capables

d'en arriver à ce que vous mentionnez,

c'est-à-dire d'appuyer sur un bouton puis d'avoir, évidemment, le diagnostic de

notre réseau. Nous n'y sommes pas

encore, mais nous y travaillons ardemment avec des experts en la matière, de

l'automatisation, du référentiel également.

Mais, par ailleurs,

il y a des éléments qu'on connaît sur la performance du réseau. Vous vous

souvenez qu'il y a quelques années, on a

déployé des compteurs IMA, qu'on appelle, donc des compteurs intelligents qui

communiquent avec un système de collecte de

données. Donc, en temps réel, on a quand même un aperçu, je dirais, de la

performance du réseau en tenant en compte de

l'information qui vient des compteurs. Est-ce qu'on peut faire mieux? La

réponse, c'est oui, puis on l'a reconnu ensuite, du rapport du

Vérificateur général du Québec, mais nous y travaillons ardemment pour avoir un

portrait beaucoup plus exhaustif de l'inventaire de nos équipements et de leurs

performances.

Il y a des endroits

où c'est très bien fait. Là où on a déployé de la fibre optique, effectivement,

on a dû faire des inspections. On a dû s'assurer de la sécurité des

installations, parce que ce à quoi vous référez, le rôle premier d'Hydro-Québec, c'est d'assurer la sécurité du

public. Alors, on ne veut pas que des poteaux soient, je dirais, de

façon... installés de façon non sécuritaire. On doit s'assurer de cette

sécurité-là.

Donc, c'est

l'objectif du déploiement de ces inspections-là qui vont demeurer. Même si on a

un inventaire de nos équipements, il y aura toujours une inspection visuelle

qui sera nécessaire pour s'assurer de la sécurité de nos installations au

quotidien pour les citoyens et nos clients.

Le Président (M.

Caron) : Je vais compléter le... les deux minutes restant à ce bloc

pour revenir un petit peu sur le... l'intervention sur la végétation. Moi, je

représente aussi des... un secteur qui est assez rural, Portneuf, et on

constate en effet, depuis quelques années, qu'il y a de gros efforts qui sont

mis pour venir protéger, en fait, les lignes. Sauf

qu'on se rend compte qu'il y a des secteurs qui le sont parfaitement et

d'autres secteurs où il n'y a pas d'intervention. Moi-même qui suis

propriétaire, j'ai donné, bien entendu, mon accord pour qu'on puisse poser les

gestes nécessaires, mais, lorsqu'un voisin ne le fait pas et qu'une panne

intervient un peu plus tard, est-ce que vous avez des moyens... est-ce que vous

avez des... des...

Parce

que l'approche d'Hydro, dans mon cas, ça avait été une approche sur la base

volontaire, mais ça me frustre lorsque

je vois qu'une panne est occasionnée par un voisin qui n'a pas voulu qu'on

fasse des interventions. Quels sont vos moyens de négocier? Est-ce que

vous avez des moyens d'intervenir plus costauds, je veux dire?

Mme Bouchard (Claudine) : Oui. Je le mentionnais

tout à l'heure, on doit, je dirais, faire évoluer nos façons de faire la

maîtrise de la végétation. On doit mieux collaborer avec les municipalités.

Alors, les succès dont je parlais tout à l'heure, donc, du côté de Wakefield,

Ayer's Cliff et Brossard, nous avons travaillé avec les équipes de gestion et les élus de ces municipalités-là pour nous

aider à, je dirais, à sensibiliser les citoyens, à faire comprendre aux

citoyens que, si on fait trois quarts de la ligne, mais qu'il y a un 25 %

résiduel où on ne peut pas couper les arbres, bien, malheureusement, le

résultat ne sera pas optimal.

Donc,

vraiment à travailler en collaboration avec les municipalités, les élus, les équipes

de gestion et les citoyens aussi qui ont vécu des pannes, c'est de cette

façon-là qu'on arrive, et là, bien, on contrevient, je dirais, au cas le cas et

on est capable d'avoir vraiment une gestion beaucoup plus linéaire de la

maîtrise de la végétation. Parce que c'est ça

qui est payant, hein? Il s'agit d'un arbre pour causer une panne qui peut

durer. Changer un poteau, un transformateur, ça peut prendre jusqu'à sept heures. Donc, en conséquence, bien,

s'il y a un arbre qui tombe, c'est l'arbre qui a été laissé là, bien,

malheureusement, on cause quand même une panne pour 1 000,

1 500 clients pendant 7 heures pour un arbre.

Alors,

c'est pour ça qu'il faut sensibiliser. Il faut que les gens comprennent qu'ils

participent à la fiabilité, pas juste

pour eux, mais pour la ligne, donc leurs concitoyens de la rue, du secteur et

de l'arrondissement, si on veut. Dans cette... Dans cette

perspective-là, les... les municipalités nous aident grandement.

Le Président (M.

Caron) : Parfait. Merci. Je cède maintenant la parole au député de

Jacques-Cartier.

M. Kelley : Merci,

M. le Président. Bonjour, Mme Bouchard. Rebienvenue à l'Assemblée

nationale.

veux... Merci pour les réponses concernant la végétation, des questions qui

étaient posées par mes collègues. Mais moi, je veux... reviens sur

qu'est-ce qui est écrit dans le rapport de la VG sur la défaillance des

équipements... était à la cause de 30 % des pannes de le réseau à moyenne

tension, ce qui a affecté 2 millions de clients. Je pense, ça, c'est la

raison d'être de la rapport de la VG.

Alors, est-ce que vous

avez des données pour nous concernant ce 30 %? Est-ce que vous avez été

capable de faire une réduction? Puis aussi, dans la dernière année, est-ce que

nous avons une idée de combien des clients a été affectés par des pannes?

Bouchard (Claudine) : D'emblée... Merci pour votre question. D'emblée,

ce qui est important de retenir, c'est

que, dans la transition du plan actuel, nous souhaitons être beaucoup plus en

amont. Je le disais tout à l'heure, on veut

faire une gestion stratégique et proactive de nos équipements, de nos actifs.

Donc, on veut intervenir au bon moment, au bon endroit, avec le bon geste. Donc, notre maintenance préventive

doit nous aider à détecter l'appareil avant qu'il y ait une défaillance, d'où... dont je parlais tout à

l'heure, la transition, la digitalisation, la transformation numérique de

nos systèmes, qui vont nous permettre de détecter des appareils en écart de

performance avant leur défaillance.

Je vais laisser la parole à Maxime, qui pourra

vous donner quelques chiffres, là, suite à votre question. Donc, Maxime.

M. Lajoie (Maxime) : Le taux de

pannes causées par les équipements est relativement similaire à ce qu'on a vécu

dans le passé, donc autour... aux alentours de 30 % causées par la

défaillance des équipements.

J'ajouterais peut-être, à ce que

Mme Bouchard vous a mentionné, que notre stratégie de gestion de

l'actif... vous avez entendu tantôt, on va

inspecter 17 500 kilomètres de lignes, 200 000 poteaux.

Donc, cette information-là va nous permettre d'avoir une meilleure

connaissance de l'état de nos actifs et d'adapter nos stratégies en

conséquence.

Donc, cette

année et dans les prochaines années, on vise vraiment reprendre le cycle d'inspection

pour avoir une meilleure connaissance et intervenir de façon plus

chirurgicale sur les équipements qui sont à risque.

Kelley : Merci beaucoup. Je reviens sur les questions plus

précises sur le remplacement des poteaux. Mais je veux juste...

reviens... Alors, on a été environ à 30 %. Je ne pense pas que vous avez

un chiffre du nombre des clients qui étaient affectés par les pannes. Si c'est

possible d'avoir ce chiffre, je pense que c'est important. Mais aussi, on a plein de documents qu'on a reçus d'Hydro-Québec

dans la dernière semaine. Dans le cahier des crédits, pour

l'année 2023, on sait que le nombre des pannes était 51 000. Dans le

rapport de la VG, je sais qu'on a une évolution, le nombre des pannes qui... en

2021, c'était 42 000. Je pense qu'on a enlevé certaines qui étaient liées

à des événements majeurs et des interruptions planifiées.

Mais, quand même, je veux juste voir, comme...

Le dernier chiffre que moi, j'ai devant moi, c'est de 2021, on a eu 42 000 pannes, puis, dans le

cahier des crédits que j'ai reçu, le nombre, c'était 51 000, alors,

encore, on a eu une augmentation. Je sais qu'il y a une

partie qui a été

causée par les événements de météo extrême, mais est-ce qu'on a aussi eu une

tendance d'une augmentation des pannes qui n'étaient pas causées par les

événements météorologiques?

Bouchard (Claudine) : Bien, il y a une augmentation des pannes. Quand on

suit, là, ce à quoi vous référez, effectivement,

donc, il y a eu une augmentation des pannes, on l'a reconnu. Encore là, je

reviens à ce que je disais tout à l'heure,

il y a 40 % à 70 % des pannes qui sont liées à la maîtrise de la

végétation. Donc, dans les 51 000 pannes auxquelles vous

référez, donc, il y a 40 à 70 % des pannes de ce 51 000 pannes

là qui est lié à la présence de végétation.

Il ne faut pas penser que les arbres tombent

seulement quand il y a des événements météo sévères, mais, à tous les jours, il y a des vents qui brisent des

branches, et qui entrent en contact avec les réseaux, et qui causent des

pannes. Dans ça, vous avez aussi des événements fortuits comme des accidents de

voiture qui percute un poteau.

Alors, c'est vraiment toutes causes confondues,

ce 51 000 là. Mais, oui, effectivement, on voit une tendance à la hausse,

et c'est ce qu'on veut réduire. Quand on vous parle de réduire de 35 %,

c'est ce 51 000 là qu'on veut réduire de 35 %.

Kelley : OK. Merci beaucoup. Alors, encore, on voit... il

faut continuer de s'attaquer, M. le Président, à ce 30 % pour aider

à réduire le nombre des pannes qui ne sont pas causées... des événements

météorologiques. Mais on sait aussi, dans le rapport de la VG, le meilleur

entretien qu'on est capable de faire sur les actifs, ça va aussi réduire le

nombre ou la durée des pannes peut-être causées par des événements de météo

extrême. Mais, quand même, Mme Bouchard, quand je regarde...

Je veux juste

aller, la durée de la panne, puis les objectifs, et les cibles qui sont établis

par Hydro-Québec, si on regarde dans

le rapport de la VG, on sait que le site de Hydro-Québec pour l'évaluation des

objectifs, d'une durée moyenne des interruptions normalisées par le

client pour 2023, l'objectif, c'était d'établir ça à 207. Puis, quand on

regarde le document que vous avez déposé à la Régie de l'énergie sur la

performance, on a vu qu'il y a eu une augmentation. Alors, à la place d'avoir

une cible de.. Notre cible, c'était de 207, mais, en réalité, le nombre,

c'était 2 069. Puis, quand je regarde aussi, pour 2022, la cible qui est

établie par Hydro-Québec, c'était avoir une moyenne de 203, puis on est arrivé

avec un chiffre de 230.

Alors, encore, on voit que, pour les citoyens,

pour les clients, la durée moyenne des interruptions continue d'augmenter d'une façon pas mal impressionnante.

Comment vous voyez ça? Et comment Hydro-Québec peut s'assurer que, pour les cibles que vous avez pour 2024, 2025

et 2026, on va atteindre ou quand même limiter l'augmentation de durée

moyenne des pannes pour les citoyens?

Mme Bouchard (Claudine) : Oui. Ce à

quoi vous référez là, il faut... il faut juste être prudent. Il y a un chiffre que vous avez mentionné, en tout respect,

M. Kelley, là, que je ne suis pas sûre que j'ai bien compris. Mais,

quand on regarde, on voit une augmentation,

certes, la pente ascendante, mais relativement faible. On parle de 240 pour

2023 puis on parle de

236 pour 2022. Ça, c'est les chiffres officiels que nous avons publiés. Vous

avez mentionné 2 000 quelque chose. Alors, je ne sais pas si

c'est un autre chiffre que vous avez. Ça, c'est le IC global. Ça inclut les

événements... si vous prenez le 2 000 de 2023...

M. Kelley : Oui, 269, excusez-moi.

Mme Bouchard (Claudine) : Parfait,

merci beaucoup. Donc là, on est dans les mêmes eaux, vous et moi, c'est

parfait.

Donc, oui, il

y a une augmentation. Évidemment, le nombre de pannes augmente. Donc, l'IC, le

chiffre auquel vous référez, c'est le

cumul de toutes les minutes d'interruption divisées par le nombre total de

clients. Donc, de toute évidence,

plus il y a de pannes, plus le nombre de minutes totales dont les clients sont

privés de services électriques est élevé. Donc, il y a une corrélation

entre les deux, de toute évidence.

Maintenant, nous, ce qu'on veut, c'est qu'en

réduisant le nombre de pannes, on va aussi réduire cet indice là de minutes de panne par client. Donc l'un est le

corollaire de l'autre. Et on s'attaque, comme vous disiez tout à

l'heure, à deux choses : la maîtrise de la végétation, notre stratégie de

gestion de l'actif. Puis je tiens à vous dire...

On en a parlé

tout à l'heure, de l'inspection de poteaux. On a l'objectif, en 2024, de

remplacer, planter 28 000 poteaux. On en a déjà au... on

n'est, aujourd'hui, même pas le 30 avril, on en a déjà 9 000 de

changés. On est déjà en avance de 8 000 heures sur notre maintenance

préventive depuis le début de l'année.

Alors, notre

plan, actuellement, on le réalise, on prend de l'avance et on va voir des

résultats concrets, au cours de l'année 2024, non seulement liés à

la maîtrise de la végétation, mais aussi le 30 % auquel vous avez fait

référence tout à l'heure. Compte tenu de ces avancements-là, on verra une

réduction à la fin de 2024.

Kelley : Merci beaucoup. Et je sais que, quand même, dans

votre discours, vous avez mentionné ce chiffre-là, mais on a toujours un

gros «backlog» aussi des heures où on a manqué dans les années passées.

Lié avec ça, c'est quand même dans le rapport,

on parle un petit peu des chiffres pour les équipes qui sont dédiées pour faire

des travaux préventifs, puis je sais qu'environ 10 % à 16 % des

équipes sont dédiées à ça. Est-ce qu'on a eu un changement en termes des

pourcentages des nombres des équipes qui travaillent vraiment sur le côté préventif? Puis est-ce qu'Hydro-Québec aussi... je

sais qu'il y a environ 34 000 employés qui sont dédiés pour les

lignes de transmission pour les les travaux sur le terrain, est-ce que ce

chiffre a augmenté ou est-ce que vous avez toujours des défis de recrutement de

main-d'oeuvre avec la réalité des gens qui prennent leur retraite, etc.?

Mme Bouchard (Claudine) : Merci.

Beaucoup d'éléments dans votre question. Je vais commencer par la fin, si vous

me permettez, du plus grand au plus petit.

Alors donc, chez Hydro-Québec actuellement, on

est près de 23 000 employés dédiés à l'entièreté, donc, de toutes les

activités auxquelles Hydro-Québec doit se conformer. Donc, ça, c'est la

première partie.

La deuxième partie, dans le rapport du

Vérificateur général du Québec, on parle exclusivement du réseau de distribution. Alors, quand on regarde les

effectifs qui sont liés à l'entretien, autant dans les pannes que l'entretien

préventif, que les branchements clients, on

augmente, au net, d'environ 80 personnes par année depuis 2016, donc on

augmente, et on va poursuivre l'augmentation. Hein, on est venus devant vous,

ici, pour présenter notre plan d'investissement de 150 à 180 milliards. De toute évidence, plus d'actifs requièrent

plus de maintenance, donc plus de gens sur le terrain pour être capable

de faire cette maintenance-là. Donc, au net, on réussit à entrer

80 personnes par année.

Il faut comprendre que le cycle de formation, en

plus d'avoir un DEP en montage de lignes ou en électricité, il y a quand même tout un cycle de formation et

d'habilitation qui dure cinq ans chez Hydro-Québec pour être capable de

faire toutes les tâches. Alors, il faut rentrer de façon très structurée et

organisée, parce que, si on n'a pas le bon ratio d'encadrement entre les

expérimentés et les moins expérimentés, on ne créera pas le niveau de

productivité dont on a besoin pour accomplir ce qu'on a à faire.

Par contre, ce sur quoi je veux insister, un

élément extrêmement important, c'est que le plan de maintenance ici est intégré dans un plan beaucoup plus large,

OK? Donc, on n'a pas fait un plan de réduction des pannes à part, on l'a

intégré dans notre grand plan où on

travaille à dégager de la productivité. Et cette productivité-là, elle est

réinvestie dans la maintenance du

réseau, dans l'entretien des équipements et dans l'entretien du réseau. Alors,

le plan est vraiment intégré dans

tout ce qu'on a à faire, et c'est pour ça qu'on constate des avancements

importants, comme les 9 000 poteaux depuis le début de l'année puis l'avancement de

8 000 heures de plus que la planification en termes de maintenance

préventive sur le réseau.

Le Président (M. Caron) : Merci. Il

reste 30 secondes. Je vois que Mme la députée de Saint-Laurent a levé

la main, mais est-ce que vous voulez prendre

la parole dans le prochain bloc, Mme la députée de Saint-Laurent?

Parfait. Parfait. On le réserve pour vous.

Le Président (M. Caron) : Parfait.

On revient maintenant du côté du gouvernement. Je cède la parole à Mme la

députée de Laval-des-Rapides.

Mme Haytayan : Oui. Merci, M.

le Président. Bonjour. Merci d'être ici, de prendre le temps. C'est apprécié.

Une question qui est vaste, mais je la

réduirai au fur et à mesure. Dans votre plan stratégique 2022‑2026

puis aussi à la lumière et en lien

avec votre plan d'action 2035 puis sa première priorité, pour ce qui est

de la réduction du nombre et de la

durée des pannes dans le réseau, quels sont les gestes concrets, les actions,

les mesures concrètes que vous alliez appliquer

puis dans quel ordre, quelles priorités pour arriver à atteindre les cibles que

vous avez visées dans ledit plan?

Mme Bouchard

(Claudine) : Oui. Deux éléments importants dans ce que vous dites. Il

faut travailler sur deux leviers. Il faut se

prémunir contre l'accélération des changements climatiques pour le long terme,

pour le moyen terme, bien entendu.

Alors, ça, pour ça, il faut avoir un réseau plus robuste. Donc, on va déployer

dès cette année... on a déjà

125 poteaux, 129, exactement, poteaux en composite de déployés sur les

500 qu'on anticipait faire en 2024. C'est une nouvelle technologie

qu'on déploie. Ces poteaux-là ont une durée de vie de 100 ans, mais ils

sont beaucoup plus robustes que les poteaux

de bois. Alors, on les déploie stratégiquement sur le réseau, ce qui prévient

les dommages plus lourds, donc réduit

le délai de réparation quand il y a des dommages dans le réseau. Donc, ça,

c'est une première partie.

Ensuite,

on va mettre aussi des conducteurs recouverts. Ça aussi, c'est une nouvelle

technologie. Donc, quand les branches

entrent en contact avec ces conducteurs-là, ça ne crée pas de panne, donc on

réduit le nombre de pannes. On va aussi

introduire des câbles enfouissement léger. Donc, on enfouit ça directement dans

le sol. Donc, ça, ça permet d'avoir de

l'enfouissement dans des secteurs où c'était plus ou moins possible avant. Pour

faire de l'enfouissement, généralement, ça prend un certain niveau de

consommation d'électricité, il faut être en zone un peu plus urbaine ou

périurbaine, tandis qu'avec de

l'enfouissement léger de cette façon, on va être capable de faire de

l'enfouissement dans des secteurs un peu plus ruraux, je vais les

appeler comme ça, donc dans les plus petites municipalités, ce qui va nous

permettre aussi de se prémunir contre

l'effet long terme de cette accélération-là des changements climatiques. Ça,

c'est le premier levier en attendant que tout ça se matérialise, bien

entendu, de façon plus matérielle sur les réseaux en termes de volume, bien

entendu.

De l'autre côté, à

court terme, pour nos clients, on a pris l'engagement, à court terme, de

réduire le nombre de pannes. Et, pour ça, bien, il faut travailler sur la plus

grande cause liée aux pannes sur le réseau, et ça, c'est la végétation à proximité du réseau. Alors, c'est pour

ça qu'on a doublé les budgets. C'est pour ça qu'on travaille différemment. C'est pour ça qu'on ouvre des

corridors de sécurité autour de notre réseau pour prémunir que les

arbres tombent sur notre réseau et causent des dommages. Et de ça...

C'est

pour ça qu'on a fait le dialogue. C'est pour ça qu'on est allés voir les

municipalités, les parties prenantes, les

citoyens, pour comprendre comment mieux travailler avec ces gens-là pour nous

aider dans ce que nous avons à faire en termes de maîtrise de la

végétation. On en a parlé un peu plus tôt, couper des arbres, évidemment que ça

laisse, je dirais, un impact sur l'image,

sur le paysage, mais, en même temps, c'est ce qui permet réellement d'améliorer

la qualité de service pour nos clients, et, bien, on veut faire ça avec

eux. Puis l'intérêt d'avoir fait ce dialogue-là, c'est qu'on a eu beaucoup de

participation des gens. Les gens avaient des idées. Et on va mieux travailler

avec les municipalités, avec les clients et les citoyens dans cette

perspective-là.

Mme Haytayan :

Parfait. Merci. Je peux me permettre une sous-question, M. le Président?

Le Président

(M. Caron) : Bien sûr. Bien sûr.

Mme Haytayan :

Parfait. Est-ce que vous pouvez nous en dire plus sur la solution

que vous avez évoquée un peu plus tôt en cas de panne sur le microréseau de

dépannage?

Mme Bouchard (Claudine) : Oui.

Actuellement on a un microréseau qui est déployé puis qui est

opérationnel du côté de Lac-Mégantic.

Alors, le principe

d'un microréseau, c'est un peu comme un réseau qui est intermaillé et qui est

autonome du... en fait, qui peut être

déconnecté complètement du réseau d'Hydro-Québec, avec des panneaux solaires et

des batteries, et il y a un échange d'énergie entre les bâtiments. Alors

ça, c'est le réseau qui est déployé du côté de Lac-Mégantic.

qu'on veut faire, c'est identifier cinq autres endroits pour déployer des

microréseaux. Évidemment, un des critères

pour déterminer les endroits, ce sera là où le service, où la fiabilité du

service est parmi les moins performants au Québec. Probablement qu'il y

en aura du côté de l'Estrie, bien entendu, avec les dernières tempêtes qu'on a

eues en fin d'année et en début d'année. Mais, pour le moment, on est, je

dirais, à finaliser notre plan. Puis bientôt, en fait, au printemps, on va aller à la rencontre des

municipalités pour travailler ça avec vous... avec eux, parce que le premier

critère pour qu'un microréseau fonctionne, bien, ça prend l'adhésion, la

participation de la municipalité, des clients et des citoyens puis ça prend un

enthousiasme aussi pour que ça fonctionne, parce qu'on va interconnecter les

bâtiments, on va ajouter des panneaux solaires, des batteries. Alors, de ce

côté-là, on veut travailler avec les municipalités.

cette semaine, il y a la semaine, justement, de la transition énergétique, des

microréseaux, du côté de Lac-Mégantic, et je pense qu'il y a beaucoup de

gens qui vont voir ce qui se passe du côté de Lac-Mégantic avec beaucoup

d'intérêt, puis ça devient un peu comme un laboratoire pour voir comment on est

capable de déployer ça ailleurs au Québec.

Haytayan : J'ai toujours un peu de temps, M. le Président?

Le Président (M.

Caron) : Oui, il vous reste six minutes.

Haytayan : Excellent. Je voulais savoir, en termes

d'investissement et de talent, donc, de main-d'oeuvre, de travailleurs,

travailleuses, quels sont les besoins sur ce... pour arriver aux solutions, à

la mise en oeuvre de ces solutions, concrètement, suivant votre plan

stratégique 2022‑2026?

Bouchard (Claudine) : Évidemment, les investissements qu'on prévoit dans

notre plan d'action 2035, là, qui est

la poursuite ou la cristallisation, je vais appeler comme ça, des orientations

stratégiques, mais là on est davantage dans

l'action, la réalisation, l'exécution de cette vision-là dans le plan d'action

pour un Québec décarboné et prospère. Donc,

on a déjà mentionné, là-dedans, le niveau d'investissement, entre 150 et 185

milliards de dollars. Donc, évidemment, quand on construit des infrastructures, comme je le disais tout à

l'heure, on a besoin de main-d'oeuvre supplémentaire pour venir entretenir ces infrastructures-là, mais

il faut le faire dans une nouvelle perspective, c'est-à-dire avec les

nouvelles méthodes d'entretien, avec de

l'intelligence artificielle, avec de la prédictibilité sur l'état de

performance des équipements, avec cette digitalisation-là ou cette

transformation numérique là de nos équipements.

Alors, tout ça va nous amener, évidemment, à

augmenter la capacité de main-d'oeuvre dont on aura besoin, mais, en contrepartie, la responsabilité

d'Hydro-Québec, c'est d'utiliser de façon très noble cette main-d'oeuvre là,

avec la meilleure productivité puis la meilleure efficacité qui soit. Donc, il

faut développer le talent de façon plus optimale.

Aujourd'hui, ça prend cinq ans pour développer quelqu'un qui est pleinement

habilité à travailler sur le réseau, alors comment on est capable de

faire différemment, comment on est capable de travailler aussi avec nos

partenaires syndicaux dans cette perspective-là pour développer ce talent-là

dont on aura besoin dans le contexte de la pénurie de main-d'oeuvre, aussi travailler avec les instituts, les commissions

scolaires qui forment ces jeunes-là dont on aura besoin pour venir

travailler dans notre grande main-d'oeuvre d'Hydro-Québec.

Ça prend aussi des ingénieurs pour faire les

plans, l'ingénierie de détail. Donc, il y a vraiment tout un modèle de planification de la main-d'oeuvre,

actuellement, qui est en... qui bat son plein, je dirais, du côté

d'Hydro-Québec, pour s'assurer qu'on ait la main-d'oeuvre nécessaire sur

l'horizon des 10 prochaines années pour faire ce qu'on a à faire.

Puis je vais

répéter un élément qu'on a mentionné ici aussi dans le cadre du plan

d'action : les 35 000 travailleurs de l'industrie de la construction. Ça, c'est le plus grand défi que nous

aurons devant nous, parce que, pour construire toutes ces infrastructures-là, ça prend des travailleurs

de la construction. On estime aujourd'hui à environ 35 000 travailleurs,

en moyenne. Alors, ça, c'est un morceau avec

lequel on doit travailler avec différentes parties prenantes pour s'assurer

que cette main-d'oeuvre là soit disponible quand on en aura besoin, au cours

des prochaines années, sur nos chantiers qui ne

sont généralement pas toujours près des grands centres, mais plutôt dans des

régions éloignées. Ça ajoute à l'attractivité des emplois. Donc, ça,

c'est des éléments sur lesquels on table actuellement avec différentes

parties... prenantes, pardon, dont le gouvernement du Québec, bien entendu.

Mme Haytayan : Parfait. Merci.

Le Président (M. Caron) : Je vais

compléter. Il reste trois minutes, environ, dans ce présent bloc.

Les délais d'intervention sont de plus en plus

longs, en tout cas ceux qui ont été énoncés dans le rapport dont on parle

aujourd'hui. Est-ce que vous avez... parce que, et, encore une fois, je ne veux

pas personnaliser la situation, mais pas cet

hiver, mais l'hiver dernier, moi, j'ai manqué d'électricité pendant

12 jours et j'habite Saint-Raymond. Et, en fait, on se rendait

compte, avec les élus municipaux, qu'Hydro n'était pas absolument connectée

avec les autorités du terrain pour, justement... Parce que qui connaît mieux le

terrain que les élus municipaux?

Donc, qu'est-ce que... Est-ce que vous pensez

améliorer ça? Est-ce que... Comment est-ce que vous pensez intervenir pour

corriger la situation et être mieux connectés, finalement, à la réalité

terrain?

Bouchard (Claudine) : Évidemment, à chaque événement majeur sur les

réseaux, on fait un post-mortem interne

et on interpelle aussi les municipalités pour entendre ce qui a bien été puis

ce qui a moins bien été pour s'améliorer, évidemment, de fois en fois.

Donc, ça, c'est un élément d'amélioration où on a capté ce à quoi vous faites

référence. Mais aussi, plus récemment dans le dialogue, hein, on est allé

partout au Québec, dans les 17 régions administratives, pour échanger avec

les élus et la gestion des municipalités, et, effectivement, les municipalités

souhaitaient qu'on travaille mieux avec

elles, autant en mode travaux planifiés qu'en mode panne et urgence. Donc, on a

nommé, pour chacune des municipalités, un responsable, dans mes équipes,

des opérations qui devient le lien avec les municipalités, donc les équipes de relations avec le milieu, qui font

un boulot formidable, donc, en lien avec les municipalités, mais d'un

point de vue plus opérationnel, plus

décisionnel, on a identifié une personne qui devient le contact privilégié des

municipalités. Donc, ça, pour les travaux planifiés, ça va bien.

Maintenant,

en cas de panne, également, il faut améliorer notre performance à travailler

avec les municipalités. Alors, récemment, au mois... début d'avril, nous

avons eu une panne du côté de Montréal. Ce qu'on a fait du côté de Montréal et aussi du côté de Laurentides, on a mis

en contact les travaux publics de la municipalité ou de l'arrondissement

avec nos contremaîtres. Vous venez de le dire, ceux qui connaissent mieux le

terrain, ce sont les gens qui sont au terrain, alors nos gens de terrain en

contact avec les gens de terrain de la municipalité. Et ça, ça a permis de

mieux travailler puis d'être beaucoup plus efficace au terrain quand les gens

se parlent directement entre eux.

Alors, ça,

c'est le genre d'élément d'amélioration qu'on est à déployer actuellement.

Comme je vous dis, on l'a fait en

début avril. On espère qu'il n'y aura pas d'autres pannes pour le moment, mais,

s'il y en a d'autres, c'est des éléments comme ça qu'on va déployer pour que les gens puissent prioriser ensemble

les interventions de terrain et aussi planifier entre eux la séquence

des travaux. Par exemple, s'il y a des encombrements, bien, peut-être que les

travailleurs de la ville peuvent passer avant les travailleurs d'Hydro-Québec

plutôt qu'un attende après l'autre.

Donc, de ce côté-là, ça

devient beaucoup plus efficace au terrain, et tout ça, bien, pour le bénéfice

des clients qu'on va rétablir plus rapidement si on travaille avec plus

d'efficacité, plus de probité.

Président (M. Caron) : Parfait. Je compléterai tout à l'heure dans un

autre bloc. Je cède la parole à Mme la députée de Saint-Laurent.

Mme Rizqy : Merci beaucoup, M. le

Président. Bonjour, Mme Bouchard, l'équipe qui vous accompagne.

Tantôt, dans

le... dans les autres blocs, vous avez souvent fait référence à des visites

proactives pour vérifier l'état des

lieux de différents poteaux. Or, le constat 4, et je vous invite à aller

voir votre propre plan d'action que... en réponse au rapport de la

Vérificatrice générale. Allons à la page 14 ensemble. Vous indiquez un

constat qui est le suivant : «Indicateur incomplet de l'état de santé du

réseau de distribution.

«Les

indicateurs de fiabilité du service d'Hydro-Québec montrent que le nombre et la

durée des pannes augmentent depuis plusieurs années. Ces indicateurs

permettent de suivre l'évolution de la santé du réseau en fonction des pannes,

mais ne permettent pas d'agir en amont.»

La Vérificatrice mentionne qu'il y a des outils

de gestion qui existent, et là le constat est le suivant : «Hydro-Québec

ne dispose pas de tels outils de gestion.»

Le rapport...

L'audit en question a été déposé le 5 décembre 2022. Quand je regarde le

plan d'action, on parle d'un système

à être mis en place, qu'on ne dit pas vraiment quel système qui va être mis en

place. Donc, moi, je comprends que c'est un système informatique qui va

être mis en place. Est-ce que c'est la bonne... Est-ce que c'est bien ça que je

dois déduire?

Bouchard (Claudine) : ... et, actuellement, la façon que ça fonctionne,

c'est qu'il y a de la donnée dans différents

systèmes. Alors là, il faut être capable de consolider cette donnée-là pour

être capable de... comme on disait tout à l'heure, d'appuyer sur un

bouton puis d'avoir cette information. Ça, c'est sur quoi on travaille

actuellement.

Rizqy : Tantôt, on a demandé... tantôt, on a posé, j'ai

posé cette question à M. Carl Pelletier du bureau du Vérificateur général, est-ce qu'il y a d'autres

systèmes pour vérifier si cette donnée existe, parce que, pour moi,

c'était... honnêtement, c'était sidérant de ne pas... de ne pas avoir fait la

journalisation de façon informatique d'un tel réseau. Et la réponse de

M. Pelletier a été très claire : Non, la donnée n'existe tout

simplement pas.

Donc là,

vous, vous nous dites qu'au contraire elle existe, mais dans différents

systèmes, puis que le vérificateur...

Mme Bouchard (Caroline) : En fait...

Mme Bouchard (Claudine) : ...il y a

de la donnée qui existe de façon diluée dans différents systèmes. Un, la qualité de cette donnée-là, on doit valider la

fiabilité de la qualité de cette donnée-là. Deuxièmement, la qualité de la

donnée, elle est à géométrie variable en fonction de l'âge du réseau, comme je

disais tantôt. Et les transformateurs qui ont été installés dans les années 70, on n'a pas la même qualité de la

donnée sur ce transformateur-là, des 695 000 transformateurs, que celui qui a été installé en 2022. Alors, ça,

cette ampleur-là fait en sorte que la donnée n'existe pas de façon

cohérente, de façon qualitative et de façon fiable pour chacun des

695 000 transformateurs qu'on a sur les réseaux de distribution.

Donc, est-ce qu'elle est existante?

Mme Bouchard (Claudine) : Allez-y,

excusez-moi.

Mme Rizqy : Le vérificateur, sur le

constat n° 4, c'est vraiment à savoir, lorsque vous

déployez vos équipes sur le terrain, on veut

savoir... est-ce qu'on est en mesure de savoir... Dans telle région, on est

allés, on a fait telle rue, de telle

rue à telle rue, on a fait la vérification, ça n'a pas été comptabilisé dans un

système informatique. Et, par conséquent, ce que le vérificateur ajoute, c'est qu'on peut, par exemple, par erreur,

envoyer encore la même équipe au même endroit parce qu'on n'a pas fait,

justement, la journalisation des travaux correctement dans un seul système.

Mme Bouchard (Claudine) : C'est

quelque chose sur lequel on travaille actuellement.

Rizqy : Alors, maintenant, quand je regarde dans votre

réponse au vérificateur sur cet enjeu, qui est quand même majeur, là... Le vérificateur, quand on prend

le temps de lire son rapport, elle le dit clairement, pourquoi que c'est

majeur, c'est parce qu'on peut déployer les

mêmes ressources aux mêmes endroits et que... c'est-à-dire, on a une perte

de temps, une perte d'efficacité puis aussi

une perte d'argent. Vous répondez, à la page 14 du rapport... En aucun

temps vous ne dites si, oui ou non,

vous allez mettre un système informatique. Vous parlez d'un nouveau système,

mais il n'est pas fait mention d'un

système informatique. Est-ce que votre intention, c'était d'avoir un système

informatique pour comment faire une journalisation complète du

déploiement de vos équipes sur le terrain au Québec?

Mme Bouchard (Claudine) : La

réponse, c'est oui.

Rizqy : OK. Maintenant, est-ce que la date que je vois, juin 2025,

c'est la bonne date?

Mme Bouchard (Claudine) : Ça va être un... Vous

comprendrez qu'on a, comme je disais tantôt, des millions d'équipements

partout sur le territoire. On inspecte les lignes... Comme on a dit tantôt, on

va inspecter des lignes, on va inspecter des

photos... des poteaux, pardon. Au fur et à mesure où on fait cette

inspection-là, cette information-là va être

disponible dans le système. Donc, ça va être de façon progressive. 2025, le

système va être «up and running». Mais est-ce que toute la donnée va

être mise à jour? Là, il faut quand même faire ça de façon progressive.

Mais

je veux juste revenir sur un élément important. Vous savez qu'aujourd'hui, en

2024, avec l'avènement des nouvelles

technologies, l'avènement de l'intelligence artificielle, on est capable, à

partir des données qui sont incomplètes, qui ne sont pas toujours

fiables à 100 %, mais, avec les données compteurs, on est capable de faire

du croisement d'information, et là nous sommes actuellement à faire le... je

dirais le profil de performance de nos 2 200 lignes de distribution avec des experts externes en la

matière qui vont nous permettre de savoir exactement quel équipement est

à risque de défaillance et sur un horizon de combien de temps on doit aller

intervenir sur cet équipement-là. Donc, il ne faut pas penser que seul un

système peut nous permettre de faire ça.

Mme Rizqy : ...que le temps est vraiment très limité. Mon

propos n'est pas sur... à savoir si, oui ou non, vous êtes en mesure de vérifier de façon proactive. Après

ça, c'est la comptabilisation de ce qui a été fait réellement qui

m'intéresse, avec le constat n° 4. De là ma question, puis là je vais la

repréciser.

niveau de juin 2025, est-ce que le système, vous l'avez identifié, votre

système informatique, depuis le dépôt du rapport, en décembre 2022, ou ça, ça reste à être identifié? Parce que,

tantôt dans la réponse qui a été formulée, c'est que déjà, maintenant, vous faites encore un plan de

maintien d'actifs, ce qui est très bien, mais moi, je veux savoir : Est-ce

que, depuis décembre 2022, oui ou non,

Hydro-Québec a identifié un système informatique? Est-ce que ça a été

corrigé pour qu'on puisse la rentrer, cette information très névralgique dans

un seul et même système pour s'assurer d'être efficace dans le déploiement des

travailleurs d'Hydro-Québec sur le territoire québécois?

Mme Bouchard (Claudine) : Je vais vous donner une

première

partie de la réponse, puis ensuite je vais passer la collègue... à mon collègue Maxime

Lajoie. Il faut comprendre que, chez Hydro-Québec jusqu'à tout

récemment, on avait quatre divisions qui avaient leur propre système de

collecte de données et de gestion de l'actif, OK? Donc, on avait production, on

avait transport, on avait distribution, on avait équipement, donc notre

constructeur d'infrastructures. Alors, chacunes de ces divisions-là avaient

leurs propres outils pour gérer leurs actifs.

depuis deux ans, depuis un an et demi, nous avons une unité responsable de la

stratégie de gestion de l'actif intégré.

Donc, on part de plusieurs systèmes indépendants les uns des autres vers une

vision globale de la gestion de l'actif, de la goutte d'eau jusqu'aux

compteurs. Ça, c'est notre vision de ce qu'on veut accomplir, parce que,

désormais, nous n'avons plus le choix de voir ça bout en bout, parce que je

veux avoir de la production décentralisée du côté du client. Donc, de toute

évidence, ça prend cette vision-là.

Alors, Maxime, côté

systèmes, qu'est-ce qu'on a retenu puis quelles sont les prochaines étapes?

M. Lajoie

(Maxime) : Tout à fait. Donc, peut être en précision, là, de la

réponse de Mme Bouchard, dans le fond,

l'analyse de l'état de santé de nos systèmes informatiques, on est en train de

la finaliser aujourd'hui, puis, dans les actions qu'on a convenues

avec... dans le cadre du rapport du Vérificateur général, c'est qu'on va

déposer une feuille de route dans les prochaines semaines pour faire... pour

démontrer l'évolution de ces systèmes informatiques là.

Donc, bien entendu,

c'est un projet qui est à long terme. Donc, l'idée là-dedans, c'est de

prioriser les bonnes interventions pour

justement nous permettre d'avoir une meilleure efficacité au terrain, d'avoir une

donnée qui va nous permettre de prioriser les bonnes actions. Donc, dans

les systèmes informatiques... D'ailleurs, on en a 14, systèmes informatiques,

juste pour vous donner une appréciation de la complexité. Donc, on a identifié,

pour chacun de ces systèmes informatiques là, quels sont les éléments

d'amélioration qu'on doit faire.

aujourd'hui un élément, peut-être, d'information additionnel, c'est la

synchronisation de ces systèmes-là qui est

importante, donc les données, par exemple, de relevé terrain avec les données

d'exploitation. Donc, on va se concentrer sur la synchronisation de

l'information pour nous permettre d'avoir davantage d'informations pour nous

permettre de mieux intervenir ou de mieux déployer les ressources sur le

terrain.

Mme Rizqy : Je

ne suis pas certaine de bien comprendre, là, parce que, lorsqu'il y a une

vérification qui est faite par le bureau du Vérificateur général du Québec, ils ont accès à l'ensemble des quatre divisions.

Là, je comprends que vous me parlez d'Hydro

un, là, la... une Hydro, là, le... que... qui arrive, où est-ce que tout va

être ensemble. Donc, il va avoir une

fusion des quatre divisions, ce qui est très bien. Mais moi, je veux juste tout

simplement savoir c'est quel système que vous avez choisi, quand est-ce

qu'il a été mis en place et si les... en ce moment, il est déjà opérationnel, c'est-à-dire que, quand vous envoyez sur le

terrain des équipes, est-ce que la personne va faire la journalisation de

son travail pour dire : Je suis allé aujourd'hui dans l'est de Montréal, à

tel endroit, j'ai fait la... j'ai vérifié ce poteau-là, oui, il y a un

remplacement. Est-ce que tout ça, c'est dès maintenant colligé ou c'est prévu

pour 2025?

M. Lajoie (Maxime) : Oui. Tout à fait. Donc,

présentement sur le terrain... quand qu'on fait une intervention sur le terrain, là, juste pour être certain, là, qu'on

réponde à votre question, donc, les gens, quand qu'ils vont sur le

terrain, ils mettent à jour l'information

dans les systèmes informatiques. Et, à partir de maintenant, là, l'information

pour les nouvelles interventions, on la recense, on est en mesure de

bien... on a une actualisation de l'information, là, qui nous permet de prendre

des bonnes décisions.

Donc, comme le mentionnait

Mme Bouchard, il y a de l'information qui date de longtemps sur nos... sur

notre système énergétique. Donc, c'est cette

donnée-là qu'on redresse actuellement pour être en mesure d'avoir une

meilleure information dans nos systèmes informatiques.

Mme Rizqy : OK.

Bien, dans ce cas, je vais vous demander de transmettre à la commission, s'il

vous plaît, une mise à jour de votre plan

d'action de...

section 84, 5.1, «Favoriser l'accès», parce que,

présentement, tel qu'il est écrit, la

projection, c'est pour juin 2025. C'est pour ça que j'étais un petit peu

inquiète tantôt, parce que vous disiez que vous étiez déjà en marche avec vos équipes partout, que vous avez réalisé

au-dessus de 200 000 interventions, puis, si ce n'est pas bien comptabilisé, bien, on peut retourner les

mêmes personnes aux mêmes endroits pour... C'est bien beau comme

chiffre, mais il faut savoir si, oui ou non, ça a été déployé au bon endroit et

pas à répétition aux mêmes endroits.

Mme Bouchard (Claudine) : Mais, comme on disait

tout à l'heure, il est en déploiement progressif. Comme je... L'inspection... Au fur et à mesure où on va

faire... On a 260 000 kilomètres de réseau, on a plus de

4 millions d'équipements sur le

réseau de distribution. C'est impossible qu'en un an on ait fait l'inventaire,

la mise à jour de l'inventaire de tout ça.

Donc

là, cette année, avec les kilomètres de ligne qu'on inspecte, on met à jour au

fur et à mesure. Mais, dans le lot

complet des informations puis de la donnée sur le réseau, de toute évidence,

comme je l'ai dit tantôt, c'est de façon progressive. Donc, on n'aura

pas 100 % de la mise à jour dans le système, mais ce qu'on a comme

engagement, c'est de déposer une feuille de route. Alors, on pourra partager

avec la commission la feuille de route pour le déploiement de ces solutions-là.

Mme Rizqy : Non, mais moi, je veux vraiment une confirmation

que vous avez un nouveau système où est-ce que vous enregistrez les

données. Évidemment, je ne vous demande pas de faire la mise à jour dès

maintenant de tout le réseau, ça serait

possible. Mais évidemment, si vous nous dites aujourd'hui à la commission, vous

nous dites à nous tous que vous avez

maintenant mis en place un système où est-ce que l'information est colligée et

que, dès maintenant, vos équipes sur le terrain doivent entrer ces

informations dans le même système informatique, j'aimerais juste avoir cette

confirmation-là qui a été faite par monsieur... Désolée. Vous l'appelez Maxime,

moi, je n'ose pas. Je n'ai pas cette familiarité de l'appeler Maxime.

Mme Bouchard (Claudine) : M. Lajoie, oui.

Excusez-moi, M. Lajoie. Entre nous, on s'appelle par notre prénom,

mais ici on va s'appeler par nos noms de famille, alors M. Lajoie. Donc,

on pourra vous... on pourra fournir à la commission, là, le... le... le nom du

logiciel ou du système informatique, là, qui nous permet de faire ça.

Le Président (M.

Caron) : ...c'est ce qui met un terme à ce présent bloc. Je cède la

parole maintenant au député d'Ungava.

M. Lamothe : Bon

matin. Peut-être deux choses. Je veux juste revenir sur ce que vous avez dit

tantôt sur la formation des monteurs de

ligne. Il y a deux centres de formation professionnelle, au Québec, qui le

donnent, Chic-Chocs, Gaspésie, puis Navigateurs à Lévis. Je crois

fortement... Je pense qu'à un moment donné il faudrait peut-être élargir cette

formation-là qui pourrait se donner, entre autres, où est-ce que 52 % de

la production de l'hydroélectricité, au Québec,

est faite, chez nous, dans le nord du Québec. Je dis ça de même. On a un centre

de formation professionnelle. Mais ce que je dis au bout de la ligne,

deux centres de formation, avec ce qui s'en vient, ce n'est pas assez. C'est

une opinion, puis je pense que, là-dessus, c'est défendable, ce que je dis,

dans un premier temps.

Mme Bouchard (Claudine) : Oui. Bien, je peux

peut-être, si vous le permettez, réagir à ça, deux choses, l'une. En fait, oui, il y a deux centres officiels, mais

il y a aussi un centre satellite à Montréal. Comme vous savez, la

commission scolaire de Québec, ici, a comme un centre satellite à Montréal.

Donc, au total, il y a trois sites.

Il y a la formation

des gens. Ça, c'est superimportant. Mais ce qui est tout aussi... un jalon

important, c'est l'intégration de ces gens-là dans l'emploi. Chaque personne

qui arrive de l'école doit être encadrée par une personne qui, elle, est

pleinement habilitée à travailler sur le réseau.

Donc,

mes habilités de plus de cinq ans, j'ai un ratio d'un pour un. Alors, même si

je forme 200 personnes par année

dans mes écoles secondaires, ma capacité d'accueil dans mes équipes, moi, pour

faire du un pour un, compagnonnage, elle n'est pas infinie. À chaque

année, ça évolue, bien entendu, parce qu'il y a des nouveaux qui atteignent le

fameux cinq ans, mais on a aussi beaucoup de

départs à la retraite. On est dans une vague où, il y a 30 ans, on a fait

beaucoup d'embauche, donc on a certains départs à la retraite.

Alors, c'est cet

équilibre-là aussi qu'il faut comptabiliser dans notre planification de

main-d'oeuvre qu'on fait de façon

transversale pour l'interne, puis on regarde ça aussi avec les entrepreneurs

qui nous... qui nous offrent des services

aussi de montage de lignes. Mais, effectivement, avec le temps, il faudra

convenir peut-être de d'autres sites pour augmenter la capacité. Au fur et à mesure où j'aurai des pleinement

habilités, monteurs de ligne, jointeurs et les autres types de métier,

bien, à ce moment-là, je pourrais en accueillir davantage au sein de mon

organisation.

M. Lamothe : Y

a-tu une réflexion qui se fait là-dessus?

Mme Bouchard

(Claudine) : Pour le moment, ça fait

partie de la grande planification

de main-d'oeuvre. Mais, à court terme, le jalon, je dirais, le plus

contraignant, c'est vraiment le nombre de personnes de cinq ans et plus en

emploi. J'ai 50 %, à peu près, de ma main-d'oeuvre seulement qui sont

pleinement habilités.

Lamothe : OK. On parlait tantôt de prévention puis

d'équipements. Chez nous, mais les centrales hydroélectriques, vous le savez, c'est LG 1, LG 2,

Robert-Bourassa, en descendant... peu importe. Mais ce que je dis, c'est

que, moi, l'information que j'ai, qui me préoccupe un peu, avec votre plan 2035

qui s'en vient et la situation actuelle, dans le sens qu'il y a les bris, puis

tout ça, la principale pièce d'une turbine, c'est la roue. Puis ce que j'ai

comme information, qui est corroborée, c'est qu'il y a zéro «backup», excusez mon

anglicisme, là, il y a zéro «backup» de roues au Québec pour les centrales

hydroélectriques, et la fabrication d'une roue, c'est un an.

Ça fait que

je me demandais si vous étiez au... Bien, vous êtes sûrement au courant. Mais

ce que je veux dire : Il y a-tu

une réflexion qui se fait pour peut-être en avoir au moins une ou deux? Puis

surtout si on parle de rehaussement de la capacité de turbinage. Je

pense que ça serait important peut-être de commencer à planifier dans ce

sens-là.

Mme Bouchard

(Claudine) : Excellent... Excellente question. Deux choses,

l'une. Premièrement, il faut comprendre que chaque groupe turbine-alternateur est unique. Il n'y a pas... Ce

n'est pas comme un transformateur qui est fabriqué en usine puis que je peux prendre à un endroit puis

transposer à un autre endroit. Un groupe turbine-alternateur, là, on

parle de millimètres de précision entre les différents paliers du groupe

turbine. Alors, de vouloir avoir des groupes de... prêts, en stock, ça prendrait un groupe de chaque type. Alors, mettons,

dans ma centrale de LG 2, hein, j'ai 36 groupes, si je me souviens bien, donc chacun est différent de

l'autre. Alors, je ne peux pas avoir de «backup» pour chacun de ces...

chacune de ces roues-là, un.

Deuxièmement,

ce qu'on... par ailleurs, ce qu'on suit, c'est que, maintenant, on a automatisé

la plupart de nos roues avec des...

en fait, pas... bien, elles sont déjà automatisées, mais avec des détecteurs de

performance de la roue qui nous permettent, avec notre institut de

recherche, de faire des scénarios, des modélisations pour être capables d'être

en mode préventif et de pallier à une défaillance possible en amont.

Alors, plutôt que faire des entretiens... C'est

un peu comme une auto, hein? Une auto, on peut rentrer l'auto au garage après

les 40 000 kilomètres qui nécessitent un entretien. On peut rentrer l'auto

au garage, ils font ce qu'ils ont à faire, on sort du garage puis, le

lendemain, on peut avoir une panne sur autre chose.

Alors, nous,

ce qu'on dit, c'est que, plutôt que de faire des entretiens avec du temps ou

avec des heures, ce qu'on veut, c'est

faire des entretiens quand on voit qu'il y a des éléments de la performance qui

se détériorent et qui nous donnent des signaux qu'il y aura peut-être

une défaillance dans un temps à venir. C'est là qu'on veut intervenir. Alors,

quand je parle de gestion de l'actif, bon geste, au bon moment, au bon endroit,

c'est ça qu'on est en train de faire.

Donc, je dirais, en installant tous ces

capteurs-là sur nos roues de turbine, en analysant toutes les données qui

ressortent de ça, on est capables d'avoir ces profils-là pour être capables

d'intervenir au bon moment, en plus des inspections cycliques qu'on doit faire

sur nos groupes turbine-alternateur.

Maintenant,

on le sait aussi, les centrales... Comme, par exemple, on est en train de faire

la réfection d'une centrale du côté de La Tuque, ce n'est pas sur votre

territoire, mais il y en a d'autres ailleurs, plus petites, un peu, donc, du

côté de La Tuque, de Rapide-Blanc. Donc, c'est une centrale qui a été

construite en 1928. Les groupes fonctionnent toujours.

Là, on est en train de les changer. On est en train de faire la réfection des

groupes turbine-alternateur, et là on en met des plus puissants, des plus performants. Alors, c'est comme ça

qu'on va chercher des mégawatts supplémentaires avec la même goutte

d'eau.

Alors, c'est

sûr que ces nouveaux groupes là étant neufs, étant plus récents, vont être

beaucoup plus... équipés, pardon, en termes de captation des données, de

transmission des données. Donc, on sera capable de monitorer ces groupes

turbine-alternateur là pour en assurer l'utilisation et le fonctionnement

optimal.

Alors, c'est

comme ça qu'on fait ça, mais on ne peut pas avoir de groupe... C'est... Ce

n'est pas standard, là. Ce n'est pas possible d'avoir un groupe de...

comment je pourrais dire ça, de «spare» ou de... En tout cas, je ne sais pas

comment dire ça en français, de...

Mme Bouchard (Claudine) : ...d'assurance,

merci beaucoup, d'assurance pour chacun des groupes turbine-alternateur. Et, qui plus est, aujourd'hui, nos

fabricants de groupes turbine-alternateur, ils ont des carnets de

commandes très, très serrés juste pour nos projets de réfection avec qui on

travaille présentement pour faire ces réfections-là. Donc, il y en aura du côté de la Baie-James, il y en a du côté de la

Côte-Nord puis il y en a aussi du côté de la Haute-Mauricie

actuellement.

M. Lamothe : Non,

moi, c'est juste le délai d'un an, là, tu sais. À partir du moment qu'on

dit : Ça prend ça, ça prend un

an. Tu sais, c'est juste la planification, mais, si vous me dites que ce n'est

pas possible, ce n'est pas possible, là.

Mme Bouchard (Claudine) : Bien,

dans la réfection, on le planifie, bien entendu, vous aurez compris, mais,

quand un groupe turbine-alternateur brise, ce n'est généralement pas le...

le... le groupe lui-même. Ça va être souvent des parties. Un peu comme un

transformateur, c'est souvent des parties accessoires autour qui vont briser,

alors les freins, l'hydraulique. Parfois, il

va y avoir... Vous savez, les... les distances entre les différents paliers,

c'est des millimètres. Alors, parfois, il va y avoir un petit mouvement.

Alors, généralement, ces travaux-là, on est

capable de les faire avec nos équipes ou encore avec des manufacturiers qui ont

maintenant des... des... des simulateurs qui nous permettent vraiment de

trouver le problème de la roue plutôt que de

la remplacer. On va être capable vraiment de l'équilibrer puis de réparer le

problème sur place. Généralement, c'est comme ça que ça fonctionne.

M. Lamothe : OK.

Merci beaucoup.

Président (M. Caron) : Parfait. J'aimerais juste... le sujet est très,

très intéressant, mais qu'on reste focus sur le rapport. On est dans le

réseau de distribution. Mais c'est parfait, là, ça ne dérangeait personne, mais

je veux qu'on garde ça à l'esprit.

Si, pour

l'instant, vous n'avez pas de question, je vais m'en permettre quelques-unes.

Donc, je comprends que, dans les délais dont on parlait tout à l'heure,

qui s'allongent chez les consommateurs lorsqu'il y a des événements majeurs... Donc là, vous avez mis en place tout un

processus pour vous assurer que... vous employez à plusieurs reprises cette expression, d'aller travailler de manière

chirurgicale. Donc, je comprends que vous avez mis en place un processus

qui va vous permettre d'aller poser les bons gestes le plus rapidement possible

au bon endroit, c'est ça?

Mme Bouchard

(Claudine) : Exactement. Puis on le fait aussi lors de pannes,

hein? J'en ai parlé tout à l'heure dans

mon allocution, mais, en 2024, on a eu quand même quelques événements majeurs

liés à la situation d'événements climatiques, mais, quand on regarde la

tendance, le délai total moyen de pannes lors d'événements majeurs a diminué de

50 % si on compare aux années précédentes.

Donc, on est

plus chirurgical dans notre façon d'intervenir lors de pannes également. Donc,

on va être beaucoup plus, comme je

disais tout à l'heure, en lien avec les municipalités, plus efficaces, plus

productifs, plus organisés, plus structurés.

Et, d'un point de vue global également, on va travailler différemment pour

optimiser notre performance, pour réduire

la durée des pannes pour nos clients. On déploie aussi les équipes de façon

proactive, beaucoup plus rapidement qu'on le faisait avant entre les

territoires, entre les régions. Donc, c'est des éléments qui nous amènent à, je

dirais, à réitérer notre engagement d'améliorer la qualité de service pour nos

clients.

Président (M. Caron) : Parce que, par exemple, on... moi, on me dénonçait

les situations où il y avait... Bien... Puis vous savez que, quand il y a une... quand on est privé

d'électricité, on est tous un petit peu à cran parce qu'on veut... puis c'est épidermique, et on comprend ça, mais,

parfois, on voit les techniciens aller agir sur un réseau qui va

permettre de rétablir trois résidences,

alors qu'il y a un autre réseau qui va pouvoir... de rétablir une centaine de

résidences. Et on se dit : Pourquoi

est-ce qu'ils ont mis cette priorité là plutôt qu'ailleurs, alors que... Puis

encore une fois, là, je sais que, tu sais,

on n'est pas là pour critiquer le travail terrain des gens, parce que je veux

aussi profiter de cette occasion pour les saluer, parce que, quand on a

besoin d'eux, ils sont sur le terrain et ils sont efficaces, mais parfois on a

l'impression que c'est un peu incohérent.

Donc, je comprends que les gestes que vous posez sont destinés à régler ce qui

nous apparaît, nous, en tant que consommateurs, comme incohérent.

Mme Bouchard

(Claudine) : Effectivement, ça peut paraître incohérent, mais,

je vous rassure, ça ne l'est pas, OK?

Alors, quand

on fait le plan de rétablissement, il y a... il y a deux processus. Il y a

l'information qui vient du centre de coordination de rétablissement du

service puis il y a l'information qui vient du terrain. Alors, l'amalgame de

ces deux informations-là, jumelé au talent puis à la détermination des gens qui

sont dans le champ à effectuer ces réparations-là, c'est ça qui nous permet de

prioriser ce qu'on doit faire.

Alors, si je

prends, par exemple... généralement, une panne de trois clients devrait être,

je dirais, rétablie après une panne

de 1 000 clients, mais, si j'ai une résidence de personnes âgées,

bien, il y a une priorité différente d'une résidence de personnes... je

dirais une résidence normale dans une municipalité. Alors, il y a tout un

niveau de priorisation en fonction des catégories de clients, catégories

d'utilisation des espaces également.

Ensuite, il y a la nature des travaux. Alors,

plutôt que d'avoir des équipes qui attendent après une équipe de la ville ou une équipe d'élagueurs ou de gens de

maîtrise de la végétation qui viennent couper un arbre parce que c'est

ce qu'on attend, ce n'est pas nos monteurs

de ligne qui coupent les arbres, c'est vraiment des équipes spécialisées pour

que ce soit fait en sécurité autant pour le

réseau, les citoyens que les travailleurs, alors, plutôt que d'attendre après

les gens qui viennent couper les arbres, bien, ça se peut qu'on les

fasse travailler, en attendant, sur une panne adjacente où, là, ils n'ont pas

besoin d'attendre après personne. Et, aussitôt que l'arbre sera abattu, bien, à

ce moment-là, on va les transférer. Alors, ça, c'est vraiment un jeu de

priorisation en temps réel qui se fait.

Le Président (M. Caron) : ...obligé

vous interrompre pour céder la parole — on reviendra un peu plus tard — pour

céder la parole au député de Maurice-Richard.

M. Bouazzi : Merci, M. le Président.

Je ne vous cacherai pas une certaine inquiétude, hein, autour du rapport en

tant que tel, qu'on a quand même lu, et puis on remercie le travail de la

Vérificatrice générale.

Je n'ai pas

énormément de temps, et puis il y a beaucoup de sujets. Je vais essayer de

rentrer dans un des sujets en profondeur,

juste pour comprendre l'état des lieux concernant, et je vais faire un peu de

millage sur ma collègue... de ce qu'a dit ma collègue de Saint-Laurent,

concernant les gestions de données. Je me doute de la complexité. Dans une autre vie, j'ai travaillé sur la mise en place

d'un ALM dans l'aérospatial pour avoir les petits... les petits morceaux

d'un avion et comprendre le «life cycle management» de ces affaires-là. Dans

une autre vie, j'ai fait la même chose pour des réseaux informatiques

probablement beaucoup plus simples que ce que vous avez à faire. Et donc je me

demande déjà à quel point est-ce qu'on est capable de faire ce qu'on veut

faire, là.

Commençons par le commencement. Vous avez dit

qu'il y a quatre systèmes, etc. D'un point de vue clair, est-ce que vous développez ou vous avez acheté un

ALM, donc un logiciel de «asset life» — excusez

l'anglicisme, mais, je ne sais pas, c'est probablement le même acronyme

que vous utilisez — «life

management»...

Mme Bouchard (Claudine) : Mais,

peu importe, d'emblée un peu des deux. On achète des systèmes, mais,

compte tenu de notre particularité ou de nos

particularités, généralement, il va y avoir de la personnalisation qui vont

être faite.

M. Bouazzi : C'est

évident.

Mme Bouchard (Claudine) : Donc, on se retrouve avec

des solutions de marché, mais qui sont personnalisées à certains égards.

M. Bouazzi : C'est évident. Mais, pour celui-là

particulièrement, vous avez acheté quelque chose que vous avez

configuré. Est-ce que...

Mme Bouchard

(Claudine) : Maxime, je vais peut-être te laisser répondre, parce

qu'on en a différents, là.

M. Lajoie (Maxime) : Oui, c'est ça. Donc, il y

a des systèmes qui sont plus associés à l'exploitation. D'ailleurs, on

est en train de les moderniser, ces systèmes-là, présentement, là. Donc, il y a

un projet de modernisation. Nos deux gros

systèmes, c'est notre système d'inventaire, qui est principalement basé sur un

logiciel qu'on connaît, là, le CSAP. Donc,

c'est l'utilisation qu'on en fait. Bien, essentiellement, la personnalisation,

on la fait à travers un logiciel, le logiciel qu'on connaît, le CSAP.

Bouazzi : Excellent. Et là il y a toutes sortes d'échéanciers qui sont

devant nous : identifier les données prioritaires, élaborer, etc.,

comprendre la qualité des données. Je comprends que le rapport sur la qualité

des données sera dans deux mois, et ça fait,

j'imagine, 18 mois, et probablement avant même le rapport de la

Vérificatrice générale, que vous avez commencé à analyser la qualité des

données. Ça ressemble à quoi, là?

Mme Bouchard (Claudine) : C'est difficile. Comme je

disais tout à l'heure, c'est vraiment à géométrie variable, en fonction

de l'année où les équipements étaient installés, en fonction de la géographie,

puis en fonction du type d'équipement aussi,

hein? Par exemple, on a des haubans, hein, sur plusieurs poteaux au Québec.

Bien, les haubans, c'est très important pour la tension mécanique du

poteau, mais ce n'est peut-être pas stratégique pour la qualité du service au

client à tous les jours.

Alors, comment on

différencie de ce que nous avons réellement besoin pour prendre les meilleures

décisions maintenance? Alors, c'est dans ce

redressement de données là que nous sommes actuellement, dans cette priorisation-là

des données requises.

M. Bouazzi : Vous avez dit, il y a quelques minutes, que vous

aviez des stratégies basées sur de l'intelligence artificielle qui vous permettent de corriger un

certain nombre de choses. Là, je vous avouerais que j'ai quand même un

étonnement profond d'une telle affirmation si on n'a pas fait un exercice

complet d'analyse de qualité de données. Et même

je me questionne et je ne connais pas les détails, donc il y a des choses

que... qui sont peut-être possibles, sur la pertinence même de mettre de l'intelligence artificielle sur des données

qu'on devine de très, très mauvaise qualité en fonction de ce qui est ressorti dans le rapport. Ça fait que... ça fait

que j'entends. Il y a des choses qui datent des années 70, des

choses modernes, des choses que vous êtes en train de mettre en place, mais

est-ce qu'on est capable de dire...

Parce

que, dans l'échelle... La chose qui manque ici, là, c'est qu'en gros on ne

commence pas vraiment le travail avant juin 2024, voire même septembre

2024, ça fait déjà 18 mois que le rapport existe. Ça fait que,

concrètement, est-ce que, si le temps

d'arriver à avoir une idée sur les qualités de données, leur importance,

lesquelles sont plus importante que

les autres, etc., est-ce qu'on est parti... et puis il va falloir un minimum de

ces données-là pour pouvoir être proactif et économiser de l'argent, mieux allouer les ressources, etc., est-ce qu'on

est parti pour un... le processus de correction de ces données-là, plus

d'acquisitions de ces données-là manquantes, qui vont vous permettre de faire

ça? Est-ce qu'on est sur cinq ans, sur 10 ans, sur 20 ans? Ça

ressemble à quoi?

Mme Bouchard

(Claudine) : Bon, en fait, trois choses pour répondre à votre question.

La première, je le mentionnais tout à

l'heure, on a déjà quelques informations. On a aussi les informations des

compteurs, qui, elles, elles sont

très fiables aux cinq minutes, OK? Alors, c'est là où l'intelligence

artificielle, avec le profil des équipements, avec le profil de vieillissement des équipements avéré et

théorique, selon les manufacturiers, on est capable de croiser la donnée

et de se donner des profils de priorisation

d'intervention sur nos lignes en termes de maintenance. Ça fait que ça, c'est

l'utilisation du «AI». L'«AI»,

l'intelligence artificielle, à ce moment-ci, avec les modèles théoriques, on

crée ce qu'on appelle des métas

actifs qu'on fait vieillir, qu'on utilise dans le temps, qu'on... dont on

pousse l'utilisation puis on fait différents modèles, et ça, ça nous

donne des priorités d'intervention.

Maintenant,

en ce qui concerne le redressement de la donnée, puis, Maxime, je vais te

laisser la parole là-dessus, il est

clair que nous sommes à faire le plan de redressement de la donnée. Alors, à ce

moment-ci, c'est prématuré de vous dire est-ce que ça va prendre trois

ans, est-ce que ça va prendre cinq ans. On est à faire le plan actuellement

et... et, dans les systèmes, comment on va

le corriger, et tout ça. Donc, on est à faire ce plan-là qui est dû pour juin,

là, dans le dépôt des actions pour le mois de juin. Donc, il nous reste

encore deux gros mois de travail à faire à cet égard-là.

ne sais pas, Maxime, as-tu comme un... un «odd» sur... sur les prochaines

étapes? Peut-être pour rassurer les gens de la commission sur le travail

que nous sommes actuellement en train de faire pour redresser la donnée.

M. Lajoie

(Maxime) : Donc, je pense que tu l'as bien... vous l'avez bien

mentionné, Mme Bouchard, dans le fond, deux éléments.

Donc,

l'analyse des données... En fait, on a des données de... sur les... sur nos

actifs présentement. On a des données d'inventaire.

On a des données d'exploitation. Et puis c'est ça qu'on utilise présentement

pour mieux cerner nos interventions sur nos actifs prioritaires. Par

rapport à la qualité de la donnée, ce que je peux vous dire, c'est qu'on veut

cibler les données qui ont... qui ont de l'impact sur les clients.

Donc, présentement, ce qu'on est en train de

faire, c'est redresser. Je n'ai pas l'information avec moi présentement sur l'état de l'avancement sur cet

élément-là précisément, mais, en gros, ce qu'on veut faire, c'est de

s'assurer que l'information qui a de

l'impact soit à jour dans nos systèmes, on est capable d'extrapoler aussi de

l'information qu'on a pour être en mesure de peupler cette

information-là, qui est manquante dans nos systèmes.

Donc, cette information-là va nous permettre,

ensuite de ça, de bâtir notre feuille de route sur les systèmes informatiques,

qui est prévue, là, dans les prochains mois.

M. Bouazzi : Est-ce que vous êtes en

train de dire que vous savez quelle est l'information qui a de l'impact et à

quel point elle manque, oui ou non?

M. Lajoie (Maxime) : On est en train

de finir... finaliser cette analyse-là, là, présentement

M. Bouazzi : Donc, comment vous

pouvez dire, d'un côté, «on est en train de le faire» et, de l'autre côté, «on ne sait pas»? Moi j'ai du mal... À moins que

vous me dites que tout se superpose et que, oui, on a déjà les... les...

les... qu'on a déjà identifié. Ça fait qu'un

moment moi, j'entends beaucoup de choses contradictoires. C'est ou bien on a

mis plus de 18 mois à juste avoir une

idée de peut-être quelles données manquent et qu'on n'est même pas capable de

nous dire lesquelles, et ça, ça veut dire qu'on n'aura pas le fruit de ces

données-là avant, en étant très optimiste, cinq ans, peut-être 10, parce que 18 mois, c'est long, ou bien on dit :

Bien, non, non, non, on a déjà des choses stratégiques qu'on a établies,

on est déjà en train de rentrer les données, et, à ce moment-là, il y a une

première réponse à ces questions-là, avant juin, qui s'en vient.

M. Lajoie

(Maxime) : Tout à fait. Donc, les... Juste peut-être

préciser, les programmes d'inspection, là, l'axe qu'on veut prioriser cette année dans notre programme de maintenance,

c'est vraiment de faire l'inspection de nos lignes, donc pour aller recueillir cette information-là,

qui est manquante, puis d'être en mesure d'actualiser l'information

qu'on a dans nos systèmes. Donc, ça, ça va nous permettre aussi d'avoir une

meilleure information. Donc, le programme d'inspection,

c'est vraiment un élément clé sur lequel on focusse présentement pour nous

permettre d'avoir une meilleure... ou une actualisation de l'information

qu'on a dans nos systèmes, là.

Bouazzi : Il me reste juste très peu de temps. Est-ce que

vous identifiez le manque de capacité d'embauche comme un risque pour

pouvoir réussir ce qu'il y a à corriger?

Mme Bouchard (Claudine) : Je ne

dirais pas que c'est le manque de capacité d'embauche. C'est la capacité d'accueil de l'embauche. Je pense que ça, c'est

un... je dirais un jalon contraignant, mais il faut travailler plus

efficace, plus productif, et cette productivité-là, cette efficacité-là, on va

la réintégrer dans la maintenance, puis...

M. Bouazzi : Je vous ai entendu tout

à l'heure dire ça. Je m'excuse, j'ai très très peu de temps.

Mme Bouchard (Claudine) : Il n'y a

pas de souci, mais c'est quand même important de pouvoir le dire, parce que...

Bouazzi : Oui, oui, je comprends. Vous optimisez, vous

dégagez du temps et, avec le temps, vous l'investissez ailleurs.

Bouchard (Claudine) : Voilà, exactement. C'est pour ça qu'on est en

avance sur notre planification annuelle.

Bouazzi : Oui, oui, je connais ça par coeur, et il y a... et

puis pour des bonnes raisons, je connais ça par coeur, il n'y a pas de

problème.

Une autre question, c'est : S'il y a une

partie du réseau qui n'est plus dans vos mains à vous, là, on parle de la

distribution, est-ce que ça va complexifier la maintenance pour l'avenir?

Bouchard (Claudine) : Pouvez-vous préciser votre question? Quand vous

dites plus dans nos mains à nous, je ne suis pas sûre de comprendre ce

que vous voulez dire.

M. Bouazzi : Bien, il y a... il y a

toutes sortes d'affirmations. On entend des gens nous expliquer à quel point ça

serait idéal de faire intervenir le privé à toutes sortes d'espaces. Est-ce

que, si une

partie — c'est

un si, mais c'est un si, malheureusement,

qui est à l'ordre du jour — si

une

partie ici de la distribution, mais on pourrait parler aussi du transport, n'est plus dans les mains uniques et du

monopole d'Hydro-Québec, est-ce que ça va compliquer votre tâche pour la

maintenance du réseau?

Bouchard (Claudine) : Deux choses importantes. Actuellement, la

distribution d'électricité est l'unique responsabilité d'Hydro-Québec,

selon la Régie de l'énergie, sauf à l'exception de huit coopératives ou

municipalités qui ont le droit d'avoir ces réseaux de distribution là, qui sont

interfacés avec notre réseau. Alors, est-ce qu'il y a une complexité? Bien, il faut s'arrimer, c'est comme

un client. Alors, c'est un client qui est au bout de notre réseau. Eux,

ils doivent avoir leurs utilités, leurs

équipements pour être capables de distribuer l'électricité. Mais je réitère

là-dessus ce que Michael Sabia dit à cette table-ci à deux reprises...

M. Bouazzi : C'est clair.

Mme Bouchard (Claudine) : Il n'est

aucunement question de privatiser Hydro-Québec pour le moment.

M. Bouazzi : Je sais bien, et nous,

on va se battre pour ça. Ceci étant dit, ce n'est malheureusement pas juste

Michael Sabia qui décide, c'est le législateur, et donc on va se battre pour

vous garder nationaux.

Est-ce que

vous partagez des données avec, effectivement, ces distributeurs pour la

question de la maintenance ou alors ils sont... ils s'occupent de la

maintenance de leur réseau à part sans avoir à collaborer avec...

Bouchard (Claudine) : Ils s'occupent de la maintenance de leur réseau.

Par ailleurs, on collabore notamment lors

de pannes, quand ils ont besoin d'aide ou qu'on a besoin d'aide en termes de

main-d'oeuvre, on collabore. Et aussi, avec

la chaîne d'approvisionnement tendu, on collabore aussi. Alors, on a un pouvoir

attractif sur la chaîne d'approvisionnement

qui est un peu plus grand parce qu'on est un plus grand joueur. Alors, parfois,

on va collaborer avec eux pour leur prêter des équipements ou du

matériel quand ils en ont besoin. Mais, en termes de maintenance, on fait des

balisages, on fait des balisages, mais on n'est pas en mode collaboratif. C'est

vraiment des réseaux indépendants.

M. Bouazzi : Dernière

question : Est-ce que les microréseaux... vous avez dit que vous alliez en

annoncer trois, cinq. Est-ce que, d'abord,

vous pouvez nous dire, en avant-première, lesquels? Et puis, deuxièmement,

est-ce que c'est l'avenir? Est-ce que vous pensez généraliser cette

approche-là à travers les différentes municipalités pour plus de résilience?

Bouchard (Claudine) : Par respect pour les communautés qui seront

rencontrées et au coeur des projets, on

va taire, à ce moment-ci, les lieux identifiés, mais il y en aura cinq qui

seront identifiés et réalisés au cours des prochaines années. Les microréseaux, ce qu'on observe quand

on regarde les meilleures pratiques dans le monde, c'est vraiment

utilisé pour des communautés qui sont plus éloignées, plus isolées,

généralement.

Le Président (M. Caron) : C'est malheureusement

tout le temps qu'on avait pour ce bloc.

Mme Bouchard (Claudine) : Merci.

Le Président (M. Caron) : Désolé de

vous interrompre. Je cède la parole au député de Gatineau.

M. Bussière : Merci, en passant, de

votre présence. C'est très apprécié.

Dans le rapport, on a des données qui dit que,

depuis 2012, on constate une dégradation, là, du service de distribution

d'Hydro-Québec, on manque d'électricité de plus en plus. Ma question ici :

Pourquoi avoir attendu aussi longtemps avant

d'agir ou de réagir? Puis, c'est drôle, j'ai aussi l'impression qu'on... qu'on

agit maintenant, depuis le rapport de la Vérificatrice générale, et puis

l'entrée en fonction, peut-être, d'un nouveau dirigeant. Est-ce que je me

trompe ou pas?

Bien, on

n'aurait pas dû... Étant donné que c'est un service public, on est au service

de l'ensemble du Québec, est-ce qu'on

n'aurait pas dû faire l'entretien depuis toujours d'une base régulière et non

pas d'attendre aussi longtemps? Plus on attend, plus que ça coûte cher.

Bouchard (Claudine) : On l'a dit devant vous, Hydro-Québec peut faire

mieux et va faire mieux. À cela s'ajoute

l'accélération des changements climatiques. Comme je l'expliquais, quand on

regarde en 2023, le total de l'indice des

pannes de 2023, 80 % de ça est lié à cinq événements. On a eu la tempête

de verglas en avril 2023, on a eu les feux de forêt. Les feux de forêt n'ont eu aucun impact sur notre réseau, mais,

par mesure de protection, à cause de la fumée qui fait que l'air devient conducteur, les lignes

s'autoprotègent, protègent le réseau, et donc ça cause des pannes

d'électricité. Donc, deux jours d'événements

comme ça. Puis on a eu deux grosses tempêtes de neige du côté de l'Estrie en

fin d'année où on a eu de la neige avec des vents très forts, qui sont

plus récurrents pour cette période-là de l'année. Donc, cinq événements,

80 % des pannes de 2023.

Alors, l'accélération des changements

climatiques fait en sorte qu'on doit, comme je le disais plus tôt, rendre notre réseau beaucoup plus robuste et beaucoup

plus résilient à l'égard des effets des changements climatiques, parce

que ça va continuer de s'accélérer,

malheureusement, donc d'où l'intégration des nouvelles technologies plus

robustes comme les poteaux, comme les conducteurs recouverts et comme

l'enfouissement léger.

M. Bussière : Je constate

d'ailleurs, étant le député de Gatineau, il y a eu des interventions quand

même... qui sont toujours en cours, mais

quand même majeures sur une

partie de notre territoire. On parlait tantôt de

La Pêche, Wakefield. En passant, c'est une seule

municipalité, Wakefield n'est pas une municipalité. Ils aimeraient bien l'être,

remarquez bien. Mais, oui, vous avez raison,

ça a eu un grand impact, là. Je n'osais pas tantôt, avant que vous

arriviez, donner des pourcentages

d'amélioration du service, mais c'est considérable. Et puis je comprends un peu

plus maintenant pourquoi on dégage

aussi large de chaque côté de la ligne, on parle d'une trentaine de pieds de

chaque côté de la ligne, qui est

important, parce que, oui, l'arbre, s'il tombe, il peut tomber sur la ligne,

et, en faisant ce type d'intervention là, ça... je pense que ça évite grandement, là, les possibilités que ça

arrive. Ce n'est pas... Ce n'est pas beau, ce n'est pas esthétique, mais

c'est nécessaire, et puis je dirais même que ça aurait dû se faire depuis très

longtemps, donc.

Bouchard (Claudine) : Il faut aussi repenser ou penser à la maîtrise de

la végétation. Il y a... Il y a souvent, aujourd'hui, des municipalités qui vont avoir des programmes, comme là,

au printemps, dans les prochaines semaines, qui vont donner des arbres à leurs citoyens pour planter des arbres.

Alors, quand on plante un arbre, il faut être conscient de... de... je dirais, du taux de croissance de

cet arbre-là, surtout si on le place à côté du réseau électrique, hein? Un

érable argenté, c'est beau, ça pousse vite,

mais, à côté du réseau électrique, malheureusement, ce n'est pas recommandé,

parce qu'éventuellement ça peut devenir un arbre à risque pour le réseau puis

causer des pannes.

Alors, ça, je

pense que, quand on dit... oui, la coupe d'arbres, de toute évidence,

évidemment que ça laisse des traces.

Mais, si on repense, tout le monde, à planter le bon arbre au bon endroit,

bien, de plus en plus où les gens vont planter les bons arbres aux bons

endroit, de moins en moins il y aura d'arbres à risque pour le réseau de

distribution d'électricité.

Bussière : Est-ce que j'ai bien compris, par contre, le

citoyen qui refuse qu'on coupe l'arbre ou les arbres sur sa propriété,

qui... qui... qui pourrait avoir un impact sur les pertes d'énergie, est-ce que

j'ai bien compris, de la part de certains citoyens, qu'ils pourraient être

responsables, et on pourrait même les facturer pour des causes de perte

d'énergie dans le futur?

Bouchard (Claudine) : Pour le moment, on est vraiment dans l'approche

incitative, donc d'inciter les gens à nous donner l'autorisation à

couper l'arbre dangereux pour le réseau. On travaille avec les municipalités. Nous

ne sommes pas encore rendus à donner quelque

chose de coercitif ou à appliquer une coercition si le citoyen refuse.

Jusqu'à... Jusqu'à présent, je pense que les résultats sont bons. Mais,

ultimement, bien, peut-être que ce genre de solutions là fera

partie de notre

portefeuille d'outils pour mieux faire la maîtrise de la végétation

éventuellement.

Président (M. Caron) : Je vais me permettre de compléter. Le rapport

dénonce, appelons un chat un chat, un manque de vision et un manque de

prévisibilité. Je suis bien conscient que ce rapport fait état de la situation

de 2016‑2021. Vous nous... en tout cas, vous tentez de faire la démonstration que...

et puis, on le voit, là, on ne peut pas nier ce fait-là, que les...

les... Vous vous êtes mis au travail, je ne dis pas que vous ne l'étiez pas

avant, mais encore plus, vous avez pris conscience de cette réalité.

Mais,

justement, on parle aussi, depuis tout à l'heure, d'événements climatiques qui

étaient improbables par le passé,

mais qui le sont de plus en plus maintenant. Vous êtes prêts... Est-ce qu'en

termes de stock, en termes de... vous êtes prêts à faire face à des événements qui sont... Je sais

bien qu'on ne peut pas se promener, hein... Quand je pars en voiture, je

n'ai pas un trailer derrière avec un moteur de rechange, mais il faut quand

même prévoir un peu. Donc, vous en êtes où dans tout ça? Est-ce que vous êtes

prêts et capables de faire face à un événement majeur qui surviendrait au

Québec?

Mme Bouchard (Claudine) : Vous

savez, partout au monde, autant dans le domaine de l'énergie que dans tous les domaines de consommation, les chaînes

d'approvisionnement ont changé de perspective depuis le début de la pandémie. Alors, la chaîne d'approvisionnement

liée à l'écosystème d'Hydro-Québec ne fait pas... ne fait pas

différemment.

Donc, Hydro-Québec a été, je vous dirais, très,

très impliquée dans sa chaîne d'approvisionnement depuis le début de la pandémie. Elle l'est toujours, parce

qu'avec la transition énergétique on estime qu'il y aura

40 000 milliards mondialement qui

seront investis dans la transition énergétique, donc beaucoup d'équipements qui

seront achetés. Alors, nous, notre

boulot, notre responsabilité, c'est de s'assurer qu'on a les équipements pour

réaliser notre mission de base, c'est-à-dire alimenter nos clients avec

une électricité qui est fiable et mener à terme notre plan d'action, donc, à

150, à 180 milliards d'investissement.

Donc, nous avons pris les dispositions pour

s'assurer de la robustesse de notre chaîne d'approvisionnement locale et mondiale avec des devancements, avec des

garanties, avec des réservations de plage de fabrication pour certains

équipements et avec l'augmentation de certains équipements en inventaire pour

s'assurer de pallier à des événements climatiques majeurs en conséquence.

Président (M. Caron) : Quand on en est député de... je ne me qualifie pas

de député de région, mais... puisque Portneuf appartient à la

Capitale-Nationale, mais la réalité est, je vous le disais tout à l'heure, plus

rurale, on a l'impression, et c'était aussi

décrit dans le rapport, on a l'impression que la réactivité entre le moment où

on dénonce une situation, on dénonce un fait qui devrait survenir selon

l'expertise de celui qui dénonce, j'en conviens, ce n'est pas forcément

toujours pertinent, mais la réactivité entre le moment où l'appel est donné et

l'intervention sur le terrain... et puis on a l'impression que ce délai-là

s'étire. Est-ce que c'est dû à une lourdeur administrative? Est-ce que...

Comment vous êtes capables de justifier ça?

Bouchard (Claudine) : Deux éléments. Je pense qu'on doit mieux

travailler pour démontrer à nos clients la prise en charge. Quand le client nous donne de l'information, que ce soit

lors de pannes ou en travaux préventifs, on doit démontrer au client qu'on considère l'information qu'on analyse et

quelle est la solution qui en émane, bien entendu, de cette analyse-là.

Donc, ça, on doit être mieux équipé de ce côté-là, on y travaille. On veut

vraiment développer une interface

informatique, on va le faire pour les pannes d'abord, puis ensuite on va faire

évoluer ça pour que le client, quand il sera en interaction avec

Hydro-Québec, qu'il ait de l'information sur l'état de sa demande, l'état de

l'énoncé ou de l'information qu'il nous a transmise. Donc, ça, c'est d'une

part, on veut donner cette transparence-là à nos clients.

D'autre part,

en ce qui concerne les délais, notamment pour les raccordements, donc les

demandes de raccordement de nos clients, on a pris l'engagement dans...

du plan de réduire de façon significative les délais de raccordement d'ici

2028. On est déjà en action en 2024.

Puis, en ce

qui concerne les éléments liés davantage à la maintenance, on a déjà une

diminution des délais de l'ordre de 26 % sur les délais des

éléments de très haute priorité, ce à quoi Mme Leclerc faisait référence

un peu plus tôt. Donc, ça, on a déjà une réduction des délais de ce côté-là.

Maintenant, il faut aussi voir l'oeil du citoyen

versus l'oeil de l'ingénieur expert, alors comment l'oeil du citoyen, ce qu'il voit est considéré comme une

intervention prioritaire de maintenance. Là, il y a une transition, mais

notre rôle, notre responsabilité, c'est de l'expliquer à notre client et aux citoyens

comment on priorise ça dans la machine.

Maxime, tu peux peut-être ajouter sur les délais

de maintenance.

M. Lajoie (Maxime) : Oui, c'est

ça...

Le Président (M. Caron) : Il reste

40 secondes.

M. Lajoie

(Maxime) : Bon, bien, je pense que vous l'avez mentionné,

dans le fond, un des éléments qui avait été souligné par le Vérificateur général, c'étaient les délais

d'intervention sur la maintenance prioritaire. Donc, cette année, on a

identifié 7 500 ordres de travail prioritaire pour... lesquels on veut

vraiment réaliser. Puis vous l'avez mentionné tantôt,

Mme Bouchard, donc, on a amélioré de 20 % à 26 % le délai de

réalisation de ces ordres de travail prioritaire là. Puis ça fait

d'ailleurs

partie de nos indicateurs qu'on va vouloir suivre dans notre tableau

de bord de maintenance.

Président (M. Caron) : OK. Merci beaucoup. Je cède maintenant la parole à

M. le député de Jacques-Cartier.

Kelley : Merci beaucoup, M. le Président. Dans le rapport

de la VG, on parle de le faible taux de réalisation des travaux de remise en état des réseaux, qu'en 2021

Hydro-Québec a effectué un peu moins de 60 % des heures planifiées

pour la réalisation du plan de réduction des pannes. Est-ce que ce chiffre a

amélioré pendant les dernières années?

Mme Bouchard

(Claudine) : La réponse simple, c'est oui, mais je vais vous

donner un peu plus d'information. Je dirais que l'évolution de ce qu'on

avait comme étant un plan de réduction des pannes par rapport au plan que nous déployons actuellement... le plan que nous

déployons, le plan 2035, il est intégré, il est bout en bout. Alors, on

s'assure d'associer les ressources

nécessaires pour le réaliser. Autant en termes d'investissement, on double les

investissements. On parle de 4 à

5 milliards par année en investissements pour améliorer la qualité du

service. Et aussi, en maintenance, on a augmenté le budget également, si

bien qu'en 2023, à la fin de 2023, on avait... le 60 % auquel vous faites

référence, on a terminé à 106 % par rapport

à 2022, qui était à 88 %. Alors, on voit vraiment qu'on est sur une

progression. Et là, pour 2024, bien que l'objectif ait été augmenté, on

est quand même en avance de 50 % sur la planification annuelle à l'heure

où on se parle, donc 8 000 heures d'avance sur notre planification en

termes de maintenance.

M. Kelley : Merci beaucoup.

Parce que je sais qu'on parle beaucoup des investissements qui sont faits,

mais, quand même, si on mettait une cible

pour le nombre des heures de travail ou quand m