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Hydro-Québec

Hydro-QuĂ©bec est une sociĂ©tĂ© d'État quĂ©bĂ©coise responsable de la production, du transport et de la distribution de l'Ă©lectricitĂ© au QuĂ©bec. FondĂ©e en 1944, son unique actionnaire est le gouvernement du QuĂ©bec. La sociĂ©tĂ© a son siĂšge social Ă  MontrĂ©al.

Hydro-Québec
logo de Hydro-Québec
Logo d'Hydro-Québec.

Création
Dates clés 1963 : nationalisation de 11 compagnies d'électricité ;
1979 : inauguration de la
centrale LG-2
Fondateurs Adélard Godbout
Personnages clés René Lévesque
Robert Bourassa
Robert A. Boyd
Forme juridique SociĂ©tĂ© d'État
Slogan Une Ă©nergie propre Ă  nous
SiÚge social Montréal, Québec,
Direction Pierre Despars (PDG par intérim)
Actionnaires Gouvernement du Québec
Activité Production d'électricité
Transport d'électricité
Distribution d'électricité
Produits ÉlectricitĂ©
SociĂ©tĂ©s sƓurs Hydro-QuĂ©bec Production
Hydro-QuĂ©bec TransÉnergie
Hydro-Québec Distribution
Hydro-QuĂ©bec Équipement
Filiales Société d'énergie de la Baie James, Le Circuit électrique
Effectif 21 168 (2021)[RA 1]
Site web www.hydroquebec.com

Fonds propres 23 260 M CAD (2021)[RA 2]
Dette 49 698 M CAD (2021)[RA 2]
Chiffre d'affaires 14 526 M CAD (2021)[RA 2]
en augmentation 6,9 % (2021)
RĂ©sultat net 3 564 M CAD (2021)[RA 3]
en augmentation 54,8 % (2021)

Avec ses 61 centrales hydroĂ©lectriques, Hydro-QuĂ©bec constitue le principal producteur d'Ă©lectricitĂ© au Canada et l'un des plus grands producteurs mondiaux d'hydroĂ©lectricitĂ©[1] - [2] - [3]. La puissance installĂ©e de ses installations s'Ă©tablit Ă  37 248 mĂ©gawatts (MW) et elle comptait 4,46 millions de clients en 2021[RA 4].

Les grands dĂ©veloppements hydroĂ©lectriques menĂ©s sans interruption pendant un demi-siĂšcle — les centrales de Bersimis, l'extension de la centrale de Beauharnois, Carillon, Manic-Outardes, Churchill Falls et le gigantesque projet de la Baie-James — ont permis au QuĂ©bec de rĂ©duire sa dĂ©pendance Ă  l'Ă©gard des combustibles fossiles. En 2017, l'Ă©lectricitĂ© reprĂ©sentait 40,9 % de la demande finale d'Ă©nergie primaire au QuĂ©bec[4]. Cependant, la construction et l'exploitation de ces amĂ©nagements ont eu des consĂ©quences sur l'environnement nordique. Elles ont aussi eu un impact sur les populations autochtones vivant dans le Nord-du-QuĂ©bec, qui ont vigoureusement contestĂ© les dĂ©veloppements hydroĂ©lectriques de l'État quĂ©bĂ©cois.

Depuis sa fondation, Hydro-Québec joue un rÎle déterminant dans le développement économique du Québec, par la taille et la fréquence de ses investissements, par le développement d'une expertise reconnue, notamment dans le domaine du génie-conseil, de la gérance de grands projets d'infrastructures[5] et du transport de l'électricité, ainsi que par sa capacité à produire une grande quantité d'électricité à bas prix.

L'augmentation des coĂ»ts de l'Ă©nergie au cours des annĂ©es 2000, les bas taux d'intĂ©rĂȘt[6] et l'Ă©mergence d'un consensus international sur la question des changements climatiques[7] ont eu un impact positif sur les rĂ©sultats financiers d'Hydro-QuĂ©bec. Entre 2017 et 2021, l'entreprise a versĂ© des dividendes de 11,12 milliards de dollars canadiens au gouvernement du QuĂ©bec[RA 2] tout en garantissant aux QuĂ©bĂ©cois des tarifs d'Ă©lectricitĂ© qui figurent parmi les plus bas en AmĂ©rique du Nord[8].

Historique

Monteurs de ligne de la Montreal Light, Heat and Power.

À la suite de la Grande DĂ©pression des annĂ©es 1930, des voix s'Ă©lĂšvent au QuĂ©bec en faveur d'une intervention du gouvernement dans le secteur de l'Ă©lectricitĂ©. Les reproches se multiplient Ă  l'endroit du « trust de l'Ă©lectricitĂ© » : leurs tarifs sont considĂ©rĂ©s abusifs et leurs profits excessifs. InspirĂ©s par la nationalisation de la production et la municipalisation de la distribution menĂ©e en Ontario par Sir Adam Beck au dĂ©but du XXe siĂšcle, des personnalitĂ©s, comme Philippe Hamel et TĂ©lesphore-Damien Bouchard, proposent d'imiter la province voisine[9]. PortĂ© au pouvoir en 1939, AdĂ©lard Godbout est favorable aux idĂ©es des partisans de la nationalisation. Il dĂ©nonce l'inefficacitĂ© du systĂšme, dominĂ© par des intĂ©rĂȘts anglophones, ainsi que la collusion entre les deux principaux acteurs, la Montreal Light, Heat and Power (MLH&P) et la Shawinigan Water and Power, qu'il qualifie de « dictature Ă©conomique crapuleuse et vicieuse »[10].

Les deux nationalisations

Premier logo (1944-1964) d'Hydro-Québec.
Hydro-Québec en 1959
Données financiÚres
Revenus 91,38 M $
BĂ©nĂ©fice net 24,58 M $
Données d'exploitation
Puissance installĂ©e 2 906 MW
Ventes 13,7 TWh
Clients résidentiels 475 000
EmployĂ©s permanents 3 439
Mises en service Beauharnois
(phase 2)
Bersimis 1
Bersimis-2

Source : Hydro-QuĂ©bec, Rapport annuel 1959, [dĂ©tail de l’édition].

PremiÚres années

À l'automne 1943, le gouvernement Godbout annonce qu'il dĂ©posera un projet de loi afin de prendre le contrĂŽle de la MLH&P, qui exerce un monopole dans la grande rĂ©gion de MontrĂ©al[10]. Le , l'AssemblĂ©e lĂ©gislative du QuĂ©bec adopte une loi crĂ©ant une entreprise commerciale de propriĂ©tĂ© publique, la Commission hydroĂ©lectrique de QuĂ©bec, abrĂ©gĂ©e en Hydro-QuĂ©bec[11]. L'article 22 de la loi confie Ă  la nouvelle sociĂ©tĂ© le mandat de « fournir l'Ă©nergie [...] aux taux les plus bas compatibles avec une saine administration financiĂšre »[12], de restaurer le rĂ©seau Ă©lectrique, vĂ©tuste, et de dĂ©velopper l'Ă©lectrification des rĂ©gions rurales, non desservies par les entreprises existantes[13].

La prise de contrÎle de la MLH&P survient dÚs le lendemain, le et la défaite du parti libéral de Godbout, battu par l'Union nationale de Maurice Duplessis quelques mois plus tard, ne remet pas en cause cette décision[14] à l'exception du mandat d'électrification rurale confié à l'Office de l'électrification rurale (OER)[15]. Le ministre Daniel Johnson, qui deviendra premier ministre entre 1966 et 1968, sera de ceux qui encourageront le développement d'Hydro-Québec.

La nouvelle direction doit accroĂźtre rapidement la production de l'entreprise si elle veut subvenir Ă  l'augmentation rapide de la demande. DĂšs 1948, Hydro-QuĂ©bec met en chantier la deuxiĂšme phase de la centrale de Beauharnois, qui sera complĂ©tĂ©e en 1953[14]. Une fois ce projet terminĂ©, la sociĂ©tĂ© entreprend la construction de deux centrales sur la riviĂšre Betsiamites sur la CĂŽte-Nord, Ă  700 km de MontrĂ©al. Les centrales Bersimis-1 et Bersimis-2 sont construites entre 1953 et 1959. Elles constituent un banc d'essai technique et offrent un avant-goĂ»t du dĂ©veloppement des prochaines dĂ©cennies dans le Nord du QuĂ©bec[16] - [17].

RĂ©volution tranquille

La centrale de la Trenche a Ă©tĂ© acquise de la Shawinigan Water and Power Company. D'une puissance de 302 mĂ©gawatts, sa construction a Ă©tĂ© terminĂ©e en 1950.
Buste de René Lévesque devant le siÚge social d'Hydro-Québec, à Montréal.

La Révolution tranquille n'interrompt pas l'aménagement de nouveaux barrages. Au contraire, elle lui apporte une impulsion nouvelle sous la gouverne de René Lévesque, qui hérite du poste de ministre responsable d'Hydro-Québec aprÚs l'élection de « l'équipe du tonnerre » de Jean Lesage. Le ministre approuve la poursuite des projets en cours à Beauharnois, Carillon et sur la Cote-Nord et se prépare à nationaliser les 11 compagnies privées qui dominent la production et la distribution dans la plupart des régions du Québec.

Le , LĂ©vesque donne le coup d'envoi Ă  sa campagne pour la nationalisation. Dans un discours prononcĂ© devant les reprĂ©sentants de l'industrie, il dĂ©nonce la situation actuelle, « un tel fouillis, invraisemblable et coĂ»teux ». Il ajoute que la rĂ©forme contribuera Ă  « un amĂ©nagement rationnel de notre Ă©conomie »[18]. Le ministre fait ensuite le tour du QuĂ©bec pour rassurer le public et rĂ©futer les arguments de la Shawinigan Water & Power, le principal opposant au projet[19]. Les 4 et , il parvient Ă  convaincre ses collĂšgues du gouvernement libĂ©ral d'appuyer la nationalisation pendant une rĂ©union secrĂšte du conseil des ministres, au camp de pĂȘche du lac Ă  l'Épaule. La question sera l'enjeu d'une Ă©lection gĂ©nĂ©rale anticipĂ©e. Le thĂšme choisi est « MaĂźtres chez nous »[20].

Le gouvernement Lesage est rĂ©Ă©lu en et RenĂ© LĂ©vesque va de l'avant : Hydro-QuĂ©bec lance une offre publique d'achat et achĂšte toutes les actions des 11 compagnies privĂ©es pour la somme de 604 millions de dollars. Presque toutes les coopĂ©ratives Ă©lectriques et une partie des rĂ©seaux municipaux acceptent aussi l'offre d'achat et sont fusionnĂ©s. Hydro-QuĂ©bec devient ainsi le plus grand fournisseur d'Ă©lectricitĂ© quĂ©bĂ©cois le [21].

Pour financer les acquisitions, Hydro-QuĂ©bec Ă©met des obligations d'une valeur totale de 300 millions de dollars sur les marchĂ©s amĂ©ricains et ne reçoit aucun apport de capital du gouvernement. Compte tenu du montant de la transaction, qui constituait Ă  l'Ă©poque la plus grosse opĂ©ration financiĂšre rĂ©alisĂ©e par des Ă©trangers sur la place de New York, l'emprunt est effectuĂ© en 15 Ă©missions de 20 millions de dollars chacune. Les emprunts ont Ă©tĂ© complĂštement remboursĂ©s Ă  leur terme, en 1984[22].

Les années 1960 et 1970

Au lendemain de la nationalisation de 1963, Hydro-QuĂ©bec mĂšne trois grands dossiers de front. En doublant de taille du jour au lendemain, elle doit d'abord se rĂ©organiser afin d'intĂ©grer les nouvelles filiales aux structures existantes, tout en imposant le français comme langue de travail au sein de l'entreprise[23]. En mĂȘme temps, elle doit standardiser des rĂ©seaux hĂ©tĂ©roclites, ce qui nĂ©cessite la conversion de milliers de clients de l'Abitibi de 25 hertz Ă  la frĂ©quence standard de 60 hertz. Tout cela en poursuivant la construction d'un autre grand complexe hydroĂ©lectrique sur la CĂŽte-Nord, rendu nĂ©cessaire en raison du rythme de croissance de la consommation, qui double entre 1964 et 1973[24].

Manic-Outardes

La centrale Jean-Lesage, anciennement Manic-2, construite entre 1961 et 1965.
HĂ©licoptĂšre de surveillance des lignes Ă  haute tension (Hiver 1978).

Depuis 1959, la construction du projet Manic-Outardes bat son plein dans l'arriĂšre-pays de Baie-Comeau. Des milliers d'ouvriers sont Ă  l'Ɠuvre afin de construire les sept centrales du complexe, dont le colossal barrage Daniel-Johnson est l'emblĂšme. Large de 1 314 mĂštres, l'ouvrage en voĂ»te et contreforts est le plus imposant au monde. Le barrage a Ă©tĂ© nommĂ© en l'honneur du premier ministre, qui est mort sur les lieux le , quelques heures avant la cĂ©rĂ©monie de parachĂšvement du barrage[25].

Le projet Manic-Outardes consiste en quatre centrales, d'une puissance de 3 675 MW, sur la riviĂšre Manicouagan[26] et de trois centrales (1 842 MW) sur la riviĂšre aux Outardes[25]. La construction du complexe se terminera en 1976 sur la riviĂšre Manicouagan avec l'installation des derniers groupes Ă  la centrale RenĂ©-LĂ©vesque et en 1978 sur la riviĂšre aux Outardes, lors de la mise en service de la centrale Outardes-2[26].

Les coĂ»ts des infrastructures de transport de l'Ă©lectricitĂ© produite par ces nouveaux barrages, situĂ©s Ă  des centaines de kilomĂštres des grands centres urbains, posent un problĂšme qui divise les ingĂ©nieurs d'Hydro-QuĂ©bec. L'ingĂ©nieur Jean-Jacques Archambault propose de construire des lignes Ă  735 kilovolts (kV), une tension beaucoup plus Ă©levĂ©e que celles qui sont gĂ©nĂ©ralement utilisĂ©es Ă  cette Ă©poque. Archambault persiste et convainc ses collĂšgues. Son projet inĂ©dit monopolise les efforts d'Hydro-QuĂ©bec et de quelques-uns des plus grands fournisseurs internationaux de matĂ©riel Ă  haute tension et la premiĂšre ligne du rĂ©seau Ă  735 kV a Ă©tĂ© mise en service le [27] - [28].

À cette Ă©poque, plusieurs considĂšrent qu'Hydro-QuĂ©bec constitue un « État dans l'État », la sociĂ©tĂ© reprĂ©sentant Ă  elle seule 6 % du PIB et 20 % de tous les investissements sur l'ensemble du QuĂ©bec[29].

Chutes Churchill

Hydro-Québec en 1969
Données financiÚres
Revenus 398 M $
BĂ©nĂ©fice net 78 M $
Données d'exploitation
Puissance installĂ©e 9 809 MW
Ventes 46,8 TWh
Clients rĂ©sidentiels 1 567 000
EmployĂ©s permanents 11 890
Mises en service Beauharnois (phase 3), Carillon, Manic-1, Manic-2, Outardes-3, Outardes-4

Source : Hydro-QuĂ©bec, Rapport annuel 1969, [dĂ©tail de l’édition].

En faisant l'acquisition de la Shawinigan Water & Power et de certaines de ses filiales en 1963, Hydro-Québec obtient une participation de 20 % au capital d'une société qui planifie la construction d'une centrale hydroélectrique aux chutes Hamilton, au Labrador[note 1], avec la British Newfoundland Development Corporation (en) (BRINCO), un consortium de financiers britanniques dirigés par Edmund de Rothschild, de NM Rothschild & Sons[30]. AprÚs des années de négociations, les parties concluent une entente définitive le .

En vertu de l'entente[31], Hydro-QuĂ©bec achĂšte la quasi-totalitĂ© de l'Ă©lectricitĂ© produite pendant 65 ans Ă  un quart de cent le kilowattheure (kWh) — le taux exact a Ă©tĂ© fixĂ© Ă  0,254 25 cent le kilowattheure jusqu'en 2016 et 0,20 cent pour les derniĂšres 25 annĂ©es du contrat[32]. En Ă©change, elle partage les risques d'intĂ©rĂȘts et rachĂšte une partie de la dette du projet pour une participation accrue Ă  34,2 % dans le capital de la sociĂ©tĂ© propriĂ©taire de l'ouvrage, la Churchill Falls (Labrador) Corporation Limited[RA 5] [CF(L)Co]. La centrale de Churchill Falls, d'une puissance installĂ©e de 5 428 mĂ©gawatts, effectue ses premiĂšres livraisons Ă  Hydro-QuĂ©bec le 6 dĂ©cembre 1971[33] et la mise en service des 11 turbines sera complĂ©tĂ©e en 1974.

À Terre-Neuve, le gouvernement change en 1972 et le libĂ©ral Joey Smallwood est remplacĂ© par le conservateur Frank Moores. Le nouveau gouvernement est scandalisĂ© par les prix prĂ©vus au contrat, d'autant plus que les prix de l'Ă©nergie montent en flĂšche durant cette pĂ©riode, marquĂ©e par le premier choc pĂ©trolier. Sous la menace d'une loi d'expropriation de Brinco, le gouvernement de Terre-Neuve rachĂšte la participation du promoteur dans CF(L)Co. en , pour la somme de 160 millions de dollars. Ce faisant, la province rĂ©cupĂ©rait la concession hydraulique du cours infĂ©rieur du fleuve Churchill[34].

Le nouvel actionnaire majoritaire insiste ensuite pour renĂ©gocier le contrat de vente d'Ă©lectricitĂ© avec Hydro-QuĂ©bec. S'amorce alors une bataille judiciaire qui se terminera Ă  deux reprises devant la Cour suprĂȘme du Canada. La cour tranche en faveur d'Hydro-QuĂ©bec les deux fois, en 1984 et en 1988[35] - [36]. En 2014, la Cour supĂ©rieure du QuĂ©bec a dĂ©boutĂ© un autre recours intentĂ© par CF(L)Co., qui demandait de revoir le prix de l'Ă©nergie vendue en vertu du contrat. Le jugement affirme qu'Hydro-QuĂ©bec n'a aucune obligation de rouvrir le contrat puisque le bas prix payĂ© pour l'Ă©lectricitĂ© est le principal avantage obtenu par Hydro-QuĂ©bec en Ă©change des risques que l'entreprise a acceptĂ© de prendre en finançant une part importante du projet. Le gouvernement terre-neuvien a annoncĂ© son intention de porter la cause en appel[37] - [38].

La Baie James

Hydro-Québec en 1979
Données financiÚres
Revenus 1 978 M $
BĂ©nĂ©fice net 746 M $
Données d'exploitation
Puissance installĂ©e 14 475 MW
Ventes 97,0 TWh
Clients rĂ©sidentiels 2 108 000
EmployĂ©s permanents 17 880

Source : Hydro-QuĂ©bec, Rapport annuel 1979, [dĂ©tail de l’édition].
L'Ă©vacuateur de crues de la centrale Robert-Bourassa est capable d'absorber un dĂ©bit deux fois supĂ©rieur Ă  celui du fleuve Saint-Laurent[39]. La centrale, d'une puissance installĂ©e de 5 616 mĂ©gawatts, a Ă©tĂ© inaugurĂ©e en 1979. Elle est au cƓur du rĂ©seau de huit centrales hydroĂ©lectriques connu sous le nom de projet de la Baie-James.

Un an aprĂšs son Ă©lection en 1970, le nouveau premier ministre Robert Bourassa lance « le projet du siĂšcle » afin de tenter de rĂ©aliser sa promesse de 100 000 nouveaux emplois. Le , il annonce, devant des membres du Parti libĂ©ral du QuĂ©bec, qu'Hydro-QuĂ©bec construira un complexe hydroĂ©lectrique de 10 000 mĂ©gawatts dans la JamĂ©sie, rĂ©gion de la baie James. AprĂšs avoir Ă©valuĂ© les options disponibles, le gouvernement et Hydro-QuĂ©bec optent l'annĂ©e suivante pour la construction de trois centrales sur la Grande RiviĂšre : LG-2, LG-3 et LG-4.

En plus des difficultĂ©s techniques et logistiques que posent un projet de cette envergure dans une rĂ©gion pratiquement vierge et Ă©loignĂ©e, le prĂ©sident de la SociĂ©tĂ© d'Ă©nergie de la Baie James, Robert A. Boyd, doit faire face Ă  l'opposition des 5 000 rĂ©sidents cris du territoire, qui craignent les consĂ©quences qu'aura le projet sur leur mode de vie traditionnel. En , les Cris obtiennent une injonction qui arrĂȘte temporairement les travaux. L'opposition des autochtones forcera le gouvernement Bourassa Ă  nĂ©gocier un compromis avec les rĂ©sidents[40].

Le recours judiciaire du Grand Conseil des Cris force le gouvernement du QuĂ©bec Ă  nĂ©gocier une solution. Le , les parties signent la Convention de la Baie-James et du Nord quĂ©bĂ©cois. La convention accorde aux Cris et aux Inuit une compensation financiĂšre, un territoire dĂ©fini, la gestion des services de santĂ© et d'Ă©ducation en Ă©change d'une reconnaissance territoriale rĂ©ciproque et de l'arrĂȘt des poursuites[41].

À la pointe des travaux, entre 1977 et 1981, entre 14 000 travailleurs et 18 000 travailleurs Ɠuvrent sur les chantiers de la baie James[42]. InaugurĂ©e le , la centrale souterraine LG-2, d'une puissance initiale de 5 328 mĂ©gawatts, est la plus puissante de son genre au monde. La centrale, le barrage et le rĂ©servoir seront renommĂ©s en l'honneur de Robert Bourassa quelques jours aprĂšs sa mort, en 1996[43]. La construction de la premiĂšre phase du projet est complĂ©tĂ©e par la mise en service de LG-3 en et de LG-4 en [44]. Une seconde phase du projet, comprenant l'amĂ©nagement de cinq centrales supplĂ©mentaires — les centrales LG-1 (1 436 mĂ©gawatts), LG-2A (2 106 mĂ©gawatts), Laforge-1 (878 mĂ©gawatts), Laforge-2 (319 mĂ©gawatts) et Brisay (469 mĂ©gawatts) —, sera rĂ©alisĂ©e entre 1987 et 1996[45].

Traversée sous-fluviale

Un pylĂŽne haubanĂ© en V, caractĂ©ristique des lignes Ă  735 kV du rĂ©seau de la Baie James.

AprÚs deux décennies de croissance soutenue, les années 1980 et 1990 seront difficiles pour Hydro-Québec, qui doit faire face à plusieurs controverses environnementales et à une certaine méfiance du public, en raison des controverses et des hausses de tarifs. Les répercussions du deuxiÚme choc pétrolier et la sévÚre récession qui a suivi forcent aussi l'entreprise à modifier ses stratégies de développement pour recentrer ses priorités vers les besoins des consommateurs[46]. Ainsi, un nouveau projet d'aménagement hydroélectrique et la construction d'une ligne à haute tension destinée à l'exportation vers la Nouvelle-Angleterre se heurtent à l'opposition de groupes autochtones et environnementaux canadiens et américains, alors que les éléments provoquent deux pannes générales en moins d'un an.

Afin d'exporter l'Ă©lectricitĂ© de la Baie-James vers la Nouvelle-Angleterre, Hydro-QuĂ©bec se propose de construire une ligne de transport d'Ă©lectricitĂ© Ă  courant continu de 450 kV, le RĂ©seau multiterminal Ă  courant continu. La ligne, d'une capacitĂ© de 2 000 mĂ©gawatts et longue de 1 480 km[47], doit relier les centrales de la Baie-James, Ă  la rĂ©gion de Boston au Massachusetts. La construction de la ligne se dĂ©roule gĂ©nĂ©ralement sans incident, sauf Ă  l'endroit oĂč les cĂąbles Ă  haute tension doivent traverser le fleuve Saint-Laurent, entre Grondines et LotbiniĂšre[48].

En raison de l'opposition organisĂ©e des citoyens des deux rives, dont la tisserande rĂ©putĂ©e Micheline Beauchemin, Hydro-QuĂ©bec doit construire un tunnel de km sous le fleuve, au coĂ»t de 144 millions de dollars[49]. Cette ligne sous-fluviale a nĂ©cessitĂ© deux ans et demi de travail. Elle a Ă©tĂ© mise en service le [50] - [51].

Grande-Baleine

Hydro-Québec en 1989
Données financiÚres
Revenus 5 559 M $
BĂ©nĂ©fice net 565 M $
Données d'exploitation
Puissance installĂ©e 25 126 MW
Ventes 137,6 TWh
Clients rĂ©sidentiels 2 802 000
EmployĂ©s permanents 19 437

Source : Hydro-QuĂ©bec, Rapport annuel 1989, [dĂ©tail de l’édition].
Les Cris du Nord du Québec se sont farouchement opposés au projet Grande-Baleine.

Hydro-QuĂ©bec et gouvernement Bourassa auront toutefois beaucoup plus de difficultĂ©s dans le Nord du QuĂ©bec. AnnoncĂ© en 1986, le projet Grande-Baleine prĂ©voit la construction de trois centrales hydroĂ©lectriques sur la Grande riviĂšre de la Baleine. Ce projet de 12,6 milliards de dollars aurait eu une puissance installĂ©e de 3 160 mĂ©gawatts et devait produire 16,3 tĂ©rawattheures d’énergie annuellement Ă  sa mise en service, en 1998-1999[52].

Le projet suscite immĂ©diatement la controverse. Comme en 1973, les Cris du Nord du QuĂ©bec s'opposent au projet. Ils intentent des recours judiciaires contre Hydro-QuĂ©bec, au QuĂ©bec, au Canada et dans plusieurs États amĂ©ricains, afin d'arrĂȘter la construction ou de stopper les exportations d'Ă©lectricitĂ© quĂ©bĂ©coise vers les États-Unis[53] - [54]. Les Cris obtiennent du gouvernement fĂ©dĂ©ral qu'il mĂšne des processus d'Ă©valuation environnementaux distincts, afin d'Ă©tudier la construction du complexe. Les dirigeants cris s'allient aussi Ă  des groupes Ă©cologistes amĂ©ricains et lancent une campagne de relations publiques attaquant le projet Grande-Baleine, Hydro-QuĂ©bec et le QuĂ©bec en gĂ©nĂ©ral. La campagne menĂ©e tambour battant aux États-Unis et en Europe quelques mois aprĂšs l'Ă©chec de l'Accord du lac Meech et la crise d'Oka, exaspĂšre les groupes Ă©cologistes quĂ©bĂ©cois qui se sont dissociĂ©s de la campagne des cris[55] - [56].

La campagne connaĂźt cependant du succĂšs dans l'État de New York et force la New York Power Authority Ă  annuler un contrat de 5 milliards de dollars amĂ©ricains, signĂ© avec Hydro-QuĂ©bec en 1990[57]. Deux mois aprĂšs son Ă©lection, en 1994, le nouveau premier ministre Jacques Parizeau annonce la suspension du projet de Grande-Baleine, affirmant qu'il n'Ă©tait pas nĂ©cessaire pour rĂ©pondre aux besoins Ă©nergĂ©tiques du QuĂ©bec[58].

La nature s'acharne

Une éruption solaire est à l'origine d'une panne générale, le 13 mars 1989.

Hydro-Québec doit aussi lutter sur un autre front. La nature s'acharne contre le réseau de transport de la société, qui subit trois grandes pannes en dix ans. Ces incidents mettent en relief le talon d'Achille du réseau électrique québécois : les grandes distances séparant ses installations de production des principaux centres de consommation[59].

Le à 2 h 5, tout le Québec, une partie de la Nouvelle-Angleterre et du Nouveau-Brunswick, sont plongés dans le noir en raison d'un bris d'équipement dans un poste de transport sur la CÎte-Nord, point de passage obligé de l'électricité qui transite des chutes Churchill, et Manicouagan[60]. La panne, qui a duré jusqu'à huit heures par endroits, a été causée par une accumulation de glace sur les équipements du poste Arnaud[61].

Moins d'un an plus tard, le à 2 h 44, une importante éruption solaire entraßne de brusques variations du champ magnétique terrestre, induisant des courants erratiques dans certaines lignes de transport d'électricité qui sont alors déconnectées par leurs mécanismes de protection; la production du complexe de la Baie-James est ainsi interrompue, ce qui déclenche une panne d'électricité générale[62] qui dure plus de neuf heures[63]. Cette panne a forcé Hydro-Québec à prendre des mesures pour réduire les risques que posent les éruptions solaires[64].

Crise du verglas

Hydro-Québec en 1999
Données financiÚres
Revenus 9 608 M $
BĂ©nĂ©fice net 906 M $
Données d'exploitation
Puissance installĂ©e 31 505 MW
Ventes 171,7 TWh
Clients rĂ©sidentiels 3 206 000
EmployĂ©s permanents 17 277

Source : Hydro-QuĂ©bec, Rapport annuel 1999, [dĂ©tail de l’édition].
Le verglas massif de janvier 1998 a affectĂ© plus de 1,4 million d'abonnĂ©s d'Hydro-QuĂ©bec. Certains clients de la MontĂ©rĂ©gie ont Ă©tĂ© privĂ©s d'Ă©lectricitĂ© pendant cinq semaines.

En , cinq jours consĂ©cutifs de pluie verglaçante dans le sud du QuĂ©bec provoquent la plus grave panne de courant de l'histoire d'Hydro-QuĂ©bec. Le poids de la glace accumulĂ© sur les lignes de transport et de distribution cause l'Ă©croulement de 600 km de lignes de transport et de 3 000 km de lignes de distribution dans le sud du QuĂ©bec et plonge 1,4 million d'abonnĂ©s dans le noir pour des pĂ©riodes variant de quelques heures Ă  prĂšs de quatre semaines[65].

Une partie de la MontĂ©rĂ©gie, surnommĂ©e le « triangle noir » par les mĂ©dias et la population, est particuliĂšrement affectĂ©e par la crise du verglas, en raison d'accumulations de glace dĂ©passant les 100 mm[66]. Les abonnĂ©s de l'Ăźle de MontrĂ©al et de l'Outaouais souffrent aussi de l'interruption de service qui prend une importance particuliĂšre puisque la majoritĂ© des mĂ©nages quĂ©bĂ©cois se chauffent Ă  l'Ă©lectricitĂ©. ImmĂ©diatement, Hydro-QuĂ©bec mobilise plus de 10 000 travailleurs pour rebĂątir le rĂ©seau[67]. Au plus fort de la crise, le , l'Ăźle de MontrĂ©al n'est plus alimentĂ©e que par une seule ligne Ă  haute tension. Le gouvernement prend la dĂ©cision de couper temporairement l'Ă©lectricitĂ© au centre-ville de MontrĂ©al afin de maintenir l'approvisionnement en eau potable de la mĂ©tropole[67].

Le service sera finalement rétabli pour l'ensemble des clients le , ce qui inspirera cette comparaison au rédacteur en chef du magazine L'actualité, Jean Paré, dans son éditorial du : « Tout un pays gelé par la grande Zamboni céleste, paralysé comme un ordinateur bogué, des millions de gens transformés pendant plus de deux semaines en spectateurs obligés[68]. »

La tempĂȘte a entraĂźnĂ© des coĂ»ts directs de 725 millions de dollars pour Hydro-QuĂ©bec au cours de l'annĂ©e 1998[69] et plus d'un milliard de dollars ont Ă©tĂ© investis au cours des 10 annĂ©es suivantes afin de renforcer le rĂ©seau contre des Ă©vĂ©nements similaires[70]. Toutefois, une partie des travaux de l'opĂ©ration de « bouclage » du rĂ©seau Ă  735 kV dans la rĂ©gion mĂ©tropolitaine de MontrĂ©al, autorisĂ©e sans Ă©valuation environnementale prĂ©alable pendant la crise, s'est rapidement heurtĂ©e Ă  l'opposition des citoyens du Val-Saint-François, en Estrie, qui obtiennent l'annulation des dĂ©crets autorisant la construction[71]. AprĂšs l'adoption d'une loi[72] et la tenue d'audiences publiques sur le projet[71], la construction de la ligne Hertel-Des Cantons sera finalement autorisĂ©e en et mise en service l'annĂ©e suivante[73].

Le XXIe siĂšcle

À la fin des annĂ©es 1990, Hydro-QuĂ©bec se porte bien sur le plan financier. Le rĂŽle plus actif qu'elle joue dans les marchĂ©s de l'Ă©lectricitĂ© de la Nouvelle-Angleterre et de l'Ă©tat de New York permet Ă  Hydro-QuĂ©bec de franchir le cap du nouveau millĂ©naire avec son premier bĂ©nĂ©fice annuel d'un milliard $ en 2000. La mĂȘme annĂ©e, l'AssemblĂ©e nationale ratifie la sĂ©paration fonctionnelle entre les activitĂ©s de production, de transport et de distribution de l'Ă©lectricitĂ© et Ă©tablit un systĂšme d'appel d'offres pour les approvisionnements supplĂ©mentaires qui seront Ă©ventuellement requis, auquel Hydro-QuĂ©bec Production pourra ĂȘtre mise en concurrence avec des producteurs privĂ©s.

Entre-temps, une succession d'annĂ©es plus sĂšches qu'Ă  la normale dans les bassins versants du nord du QuĂ©bec suscite l'apprĂ©hension, d'autant plus qu'aucune nouvelle centrale n'a Ă©tĂ© mise en service depuis l'ouverture de Laforge-2 en 1996. PrĂ©vue pour une mise en service au cours de l'annĂ©e 2001, la centrale SM-3 sur la CĂŽte-Nord connaĂźt des retards en raison de problĂšmes avec ses deux groupes turbine-alternateurs[74]. Le dĂ©ficit d'hydraulicitĂ© atteint 23 TWh en 2003, ce qui oblige Hydro-QuĂ©bec Ă  utiliser la centrale thermique de Tracy pendant 11 mois sur 12 pour une production thermique de 1,75 TWh cette annĂ©e-lĂ [75].

En , Hydro-QuĂ©bec annonce qu'elle veut construire Ă  Beauharnois le projet du SuroĂźt, une centrale thermique au gaz naturel Ă  cycle combinĂ©. Hydro-QuĂ©bec fait valoir que cette nouvelle centrale est essentielle Ă  la sĂ©curitĂ© des approvisionnements quĂ©bĂ©cois en raison des alĂ©as de l'hydraulicitĂ© de ses rĂ©servoirs[76], qu'elle est rentable et qu'elle peut ĂȘtre construite en deux ans[77]. Cependant, le projet arrive au moment oĂč s'engage le dĂ©bat sur la ratification par le Canada du protocole de Kyƍto. Avec des Ă©missions prĂ©vues de 2,25 millions de tonnes de dioxyde de carbone par annĂ©e, la centrale du SuroĂźt aurait augmentĂ© les Ă©missions totales du QuĂ©bec de prĂšs de 3 %[77]. En , la RĂ©gie de l'Ă©nergie publie un avis dans lequel elle ne croit pas que ce projet est «indispensable Ă  la sĂ©curitĂ© des approvisionnements», mais nĂ©anmoins «souhaitable» et «dans l’intĂ©rĂȘt du public»[78]. Face Ă  l'impopularitĂ© du projet — un sondage menĂ© en indique que 67 % des personnes interrogĂ©es s'y opposent[77] —, le gouvernement de Jean Charest abandonne le SuroĂźt en [79].

ParachÚvement du parc hydroélectrique

Hydro-QuĂ©bec profite des deux premiĂšres dĂ©cennies du XXIe siĂšcle pour parachever l'amĂ©nagement des ressources hydroĂ©lectriques du territoire. Entre 2003 et 2017, Hydro-QuĂ©bec aura mis en service 13 nouvelles centrales hydroĂ©lectriques d'une puissance installĂ©e totale de 4 919 MW[80]. Cette nouvelle phase d'expansion de l'entreprise prend vĂ©ritablement son envol avec un changement de cap significatif dans la relation entre le autoritĂ©s publiques quĂ©bĂ©coises et la nation Crie de la Baie-James.

Le , le premier ministre du QuĂ©bec, Bernard Landry, et le chef du Grand Conseil des Cris, Ted Moses, signent Ă  Waskaganish une entente «de nation Ă  nation»[81] qui permet la construction de nouveaux amĂ©nagements hydroĂ©lectriques dans le Nord-ouest quĂ©bĂ©cois. La « Paix des Braves »[82] prĂ©cise les dispositions de la Convention de la Baie-James et du Nord quĂ©bĂ©cois et accorde une plus grande autonomie aux autoritĂ©s cries dans l'administration du territoire, prĂ©voit le versement d'une compensation de 4,5 milliards de dollars sur 50 ans Ă  la nation crie, des rĂ©gimes particuliers en matiĂšre de gestion de la faune et de la forĂȘt, en plus de garantir que les entreprises et travailleurs cris pourront obtenir une partie des retombĂ©es Ă©conomiques des projets Ă  venir[83].

La dérivation de la riviÚre Rupert détourne une partie du débit des eaux (en orange sur la carte) vers le réservoir Robert-Bourassa.

Le rĂšglement global du contentieux entre la Nation crie et le QuĂ©bec entraĂźne la signature des conventions Nadoshtin et Boumhounan par Hydro-QuĂ©bec et sa filiale SociĂ©tĂ© d'Ă©nergie de la Baie-James. L'accord des Cris permet le dĂ©but rapide d'une troisiĂšme phase de travaux dans le cadre du projet de la Baie-James. Le chantier de la centrale Eastmain-1 — autorisĂ©e par le gouvernement dĂšs [84] — dĂ©bute dĂšs le printemps 2002 avec l'amĂ©nagement d'une route de 80 km reliant le chantier au poste de la Nemiscau. En plus de la centrale, construite sur la rive gauche de la riviĂšre, le projet a nĂ©cessitĂ© l'Ă©rection d'un barrage de 890 m de longueur sur 70 m de hauteur, de 33 digues et d'un Ă©vacuateur de crues. Les trois groupes turbines-alternateurs de centrale Eastmain-1 ont Ă©tĂ© mis en service au printemps 2007. La centrale de 480 mĂ©gawatts produit annuellement 2,7 tĂ©rawattheures[85]. Cette mise en service a Ă©tĂ© immĂ©diatement suivie de la construction de la centrale Eastmain-1-A (768 mĂ©gawatts), situĂ©e immĂ©diatement Ă  cĂŽtĂ© de l'autre[86], la dĂ©rivation partielle de la riviĂšre Rupert vers le rĂ©servoir Robert-Bourassa, et la centrale de la Sarcelle (150 mĂ©gawatts)[87]. Ce projet, dont les mises en service se sont Ă©talĂ©es entre 2011 et 2013[88] - [89] a mobilisĂ© 3 700 travailleurs et rĂ©alisĂ© pour un coĂ»t total de 4,7 milliards de dollars, soit moins que le budget prĂ©vu de 5,0 milliards[89].

Durant la mĂȘme pĂ©riode, Hydro-QuĂ©bec poursuit la construction d'autres projets de plus petite envergure aux quatre coins du QuĂ©bec: Rocher-de-Grand-MĂšre en 2004 (230 mĂ©gawatts), Toulnustouc en 2005 (526 mĂ©gawatts) ; PĂ©ribonka (385 mĂ©gawatts)[90] et Mercier en 2008 (50,5 mĂ©gawatts) ; Rapides-des-CƓurs (76 mĂ©gawatts) et Chute-Allard (62 mĂ©gawatts) en 2009[91].

L'évacuateur de crue et le barrage de la Romaine-1. Cet aménagement, mis en service en 2015, dispose d'une puissance installée de 270 MW.

En 2009, la sociĂ©tĂ© d'État entreprend le harnachement de la riviĂšre Romaine, qui coule sur la CĂŽte-Nord, des confins du Labrador vers le golfe du Saint-Laurent Ă  la hauteur de Havre-Saint-Pierre. Le Projet de la Romaine, dont la construction doit durer jusqu'en 2021 au coĂ»t de 6,5 milliards $ pour les centrales et de 1,3 milliard $ pour leur raccordement au rĂ©seau de transport Ă  haute tension[92], comprend quatre centrales Ă  rĂ©servoir d'une capacitĂ© totale de 1 550 mĂ©gawatts qui fourniront annuellement 8 tĂ©rawattheures d'Ă©nergie Ă©lectrique. Les trois premiĂšres centrales du complexe, Romaine-2 (2014 – 640 mĂ©gawatts), Romaine-1 (2015 – 270 mĂ©gawatts), Romaine-3 (2015 – 395 mĂ©gawatts)[93] ont Ă©tĂ© mises en service dans les dĂ©lais et aux coĂ»ts prĂ©vus initialement.

Toutefois, le chantier du dernier ouvrage, Romaine-4 (mise en service prĂ©vue en 2022 – 245 mĂ©gawatts), donne du fil Ă  retordre aux 800 travailleurs mobilisĂ©s sur le chantier, en raison de la nature instable du roc[92] - [94]. AprĂšs la mort, en 2017, d'un quatriĂšme ouvrier depuis le dĂ©but du chantier, Hydro-QuĂ©bec annonce une nouvelle politique de santĂ©-sĂ©curitĂ©, qui connaĂźt quelques ratĂ©s au cours de sa mise en Ɠuvre[95]. La construction de la derniĂšre centrale du complexe est Ă©galement ralentie par la pandĂ©mie de Covid-19, qui impose la mise en Ɠuvre de mesures de prĂ©vention qui peuvent aller jusqu'Ă  l'arrĂȘt des travaux pour plusieurs semaines en cas d'Ă©closion sur le chantier[96] - [97].

Plafonnement de la demande et surplus

Hydro-Québec en 2009
Données financiÚres
Revenus 12 334 M $
BĂ©nĂ©fice net 3 035 M $
Données d'exploitation
Puissance installĂ©e 36 810 MW
Ventes 188,7 TWh
Clients rĂ©sidentiels 3 960 000
EmployĂ©s permanents 19 536

Source : Hydro-QuĂ©bec, Rapport annuel 2009, [dĂ©tail de l’édition].

ParallĂšlement aux chantiers de la sociĂ©tĂ© d'État, le gouvernement Charest multiplie les dĂ©crets ordonnant Ă  Hydro-QuĂ©bec Distribution d'acheter d'importants volumes d'Ă©nergie renouvelable pour approvisionner le marchĂ© quĂ©bĂ©cois dans le cadre de sa stratĂ©gie Ă©nergĂ©tique 2006-2015[98]. AprĂšs un appel d'offres Ă©olien de 1 000 MW en 2003, Hydro-QuĂ©bec procĂšde Ă  des appels d'offres en 2005 (Ă©olien – 2 000 MW) et en 2009 et 2011 (biomasse – 1 000 MW). En 2013, le gouvernement Marois autorise un autre appel d'offres pour des projets Ă©oliens en milieu autochtone. En tout et partout, le VĂ©rificateur gĂ©nĂ©ral du QuĂ©bec a recensĂ© 69 contrats d'approvisionnement de long terme[99].

Toutefois, la croissance des ventes enregistrĂ©e sans interruption depuis dĂ©cennies subit les contrecoups de la crise financiĂšre de 2007-2008. Vers la fin de , Hydro-QuĂ©bec indique Ă  la RĂ©gie de l'Ă©nergie qu'elle devra dĂ©sormais gĂ©rer des surplus d'Ă©nergie d'une valeur marchande estimĂ©e Ă  un milliard de dollars en 2010. Ces surplus sont imputĂ©s Ă  la baisse des ventes aux industriels des secteurs des pĂątes et papiers et de l'aluminium, mais aussi aux appels d'offres d'Ă©nergie renouvelable dĂ©crĂ©tĂ©s par le gouvernement. La sociĂ©tĂ© d'État nĂ©gocie une entente avec TransCanada Energy afin de suspendre la production de la centrale au gaz naturel de 507 mĂ©gawatts Ă  BĂ©cancour, permettant de rĂ©duire les surplus de 4,3 tĂ©rawattheures par annĂ©e[100]. Le coĂ»t de l'entente de suspension a Ă©tĂ© estimĂ© par le VĂ©rificateur gĂ©nĂ©ral Ă  134 millions $ annuellement pour les annĂ©es 2009 Ă  2013 et de 120 millions $ de 2014 Ă  2016[99].

L'entreprise envisage Ă©galement la possibilitĂ© d'Ă©tendre ses activitĂ©s hors des frontiĂšres du QuĂ©bec. Le , les premiers ministres du Nouveau-Brunswick, Shawn Graham, et du QuĂ©bec, Jean Charest, signent un protocole d'entente prĂ©voyant la vente de la plupart des actifs d'Énergie NB Ă  une filiale d'Hydro-QuĂ©bec contre la somme de 4,75 milliards de dollars[101]. L'entente prĂ©voyait en outre une rĂ©duction moyenne de 30 % des tarifs industriels ainsi qu'un gel des tarifs de cinq ans pour les clients rĂ©sidentiels et commerciaux du Nouveau-Brunswick[102]. La transaction proposĂ©e est accueillie avec enthousiasme par les Ă©ditorialistes et les milieux d'affaires, mais rejetĂ©e massivement par la population du Nouveau-Brunswick[103]. Elle est finalement abandonnĂ©e six mois plus tard. Hydro-QuĂ©bec Ă©voque des problĂšmes dĂ©couverts lors d'une « vĂ©rification diligente » des actifs[104]. Cette interprĂ©tation est toutefois contestĂ©e par les analystes, qui pointent du doigt les problĂšmes politiques du gouvernement nĂ©o-brunswickois[105] - [106] - [107].

La prĂ©sence d'importants surplus et la nĂ©cessitĂ© de trouver des dĂ©bouchĂ©s incitent Hydro-QuĂ©bec Ă  renforcer ses attributs environnementaux. L'entreprise annonce la fermeture dĂ©finitive et le dĂ©mantĂšlement de la centrale de Tracy (660 mĂ©gawatts), qui cesse ses opĂ©rations en 2011, ainsi que deux de ses trois centrales thermiques d'urgence, La CitiĂšre (308 mĂ©gawatts) et Cadillac (162 mĂ©gawatts) en 2012 et 2014. La rĂ©fection de l'unique rĂ©acteur de la centrale nuclĂ©aire de Gentilly-2 (675 mĂ©gawatts) est annulĂ©e en 2012, aprĂšs avoir Ă©tĂ© annoncĂ©e quatre ans plus tĂŽt. La fermeture de ces quatre centrales et la perte de 1 805 mĂ©gawatts de puissance sont compensĂ©es par la mise en service des projets hydroĂ©lectriques et Ă©oliens en construction.

Thierry Vandal quitte la direction de l'entreprise en 2015 avec un bilan mitigĂ©. Reconnu pour ses qualitĂ©s de gestionnaire, il a solidifiĂ© la performance financiĂšre de l'entreprise, en faisant passer le dividende annuel versĂ© par Hydro-QuĂ©bec au gouvernement de 1,35 milliard Ă  2,535 milliards. On reproche toutefois Ă  l'entreprise de manquer de vision en matiĂšre d'efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique et une perception de manque de transparence[108], gĂ©nĂ©rant la mĂ©fiance d'une partie de la population[109].

Batterie du Nord-Est

Hydro-Québec en 2019
Données financiÚres
Revenus 14 021 M $
BĂ©nĂ©fice net 2 923 M $
Données d'exploitation
Puissance installĂ©e 37 243 MW
Ventes 209,4 TWh
Clients rĂ©sidentiels 4 357 000
EmployĂ©s permanents 19 477

Source : Hydro-QuĂ©bec, Rapport annuel 2019, [dĂ©tail de l’édition].

Contrairement Ă  ses deux prĂ©dĂ©cesseurs, le successeur de M. Vandal est recrutĂ© Ă  l'extĂ©rieur du secteur Ă©nergĂ©tique. RecrutĂ© alors qu'il Ă©tait vice-prĂ©sident aux avions d'affaires de Bombardier AĂ©ronautique, Éric Martel annonce un virage en promettant une plus grande transparence et des augmentations de tarifs « raisonnables» dĂšs le jour de sa nomination[110]. Les engagements du nouveau PDG se reflĂštent dans le nouveau plan stratĂ©gique 2016-2020, qui fixe quatre nouveaux objectifs Ă  Hydro-QuĂ©bec : doubler les revenus en 15 ans, amĂ©liorer le service Ă  la clientĂšle contribuer au dĂ©veloppement Ă©conomique et Ă  la transition Ă©nergĂ©tique du QuĂ©bec tout en limitant les hausses tarifaires Ă  un niveau infĂ©rieur ou Ă©gal Ă  l’inflation[111].

Martel poursuit la politique d'expansion des exportations d'Ă©lectricitĂ© vers les marchĂ©s voisins, en prĂ©sentant le systĂšme de production de l'entreprise comme la «batterie du nord-est». En 2016, Hydro-QuĂ©bec soumet plusieurs offres dans le cadre d'un appel d'offres du Massachusetts. L'entreprise remporte ce contrat d'approvisionnement de 20 ans pour une puissance de 1 070 MW et 9,45 TWh d'Ă©nergie. Hydro-QuĂ©bec est associĂ©e Ă  deux distributeurs d'Ă©lectricitĂ© amĂ©ricains pour construire les lignes de transport Ă  courant continu pour acheminer l'hydroĂ©lectricitĂ© quĂ©bĂ©coise au marchĂ© de la Nouvelle-Angleterre. Le premier des deux projets, la ligne Northern Pass essuie un refus de la commission des services publics de l'Ă©tat du New Hampshire et doit ĂȘtre abandonnĂ© en 2019. Le second projet, le New England Clean Energy Connect est d'abord approuvĂ© par les autoritĂ©s fĂ©dĂ©rales amĂ©ricaines et par celles de l'État du Maine et la construction de la ligne dĂ©bute en fĂ©vrier 2021. La construction de la ligne est interrompue en novembre 2021 Ă  la suite d'un rĂ©fĂ©rendum.

À la veille du renouvellement de son mandat de 5 ans, le prĂ©sident d'Hydro-QuĂ©bec surprend le gouvernement en acceptant de retourner chez Bombardier, Ă  titre de nouveau PDG. Comme son prĂ©dĂ©cesseur, M. Martel affiche un bilan mitigĂ© Ă  la tĂȘte de la sociĂ©tĂ© d'État. D'une part, il a amĂ©liorĂ© la satisfaction de l'entreprise auprĂšs de la clientĂšle, qui est passĂ©e de 82% en 2015 Ă  93% trois ans plus tard. Par contre, la diversification des revenus et les prises de participation Ă  l'Ă©tranger ne se sont pas matĂ©rialisĂ©es[112].

Organisation et performance financiĂšre

SĂ©paration fonctionnelle

Carte présentant les centrales et le réseau de transport à haute tension d'Hydro-Québec.

Comme la plupart des entreprises d’électricitĂ© intĂ©grĂ©es en AmĂ©rique du Nord, l'organisation d'Hydro-QuĂ©bec a Ă©tĂ© fortement affectĂ©e par la dĂ©rĂ©glementation des marchĂ©s de l'Ă©lectricitĂ© initiĂ©e aux États-Unis dans le milieu des annĂ©es 1990. La sociĂ©tĂ© s'est rĂ©organisĂ©e en sĂ©parant ses fonctions de production, de transport et de la distribution Ă©lectrique.

La division de transport d'Ă©lectricitĂ©, TransÉnergie, a Ă©tĂ© la premiĂšre Ă  ĂȘtre restructurĂ©e dĂšs 1997, en rĂ©ponse Ă  l'ordonnance 888 de la Federal Energy Regulatory Commission amĂ©ricaine[113]. La restructuration a Ă©tĂ© complĂ©tĂ©e en 2000, par l'adoption du projet de loi 116, loi modifiant la Loi sur la RĂ©gie de l'Ă©nergie et d'autres dispositions lĂ©gislatives[114], qui consacrait la division fonctionnelle entre les activitĂ©s de production, de transport et de distribution.

Tarif patrimonial

Cette séparation fonctionnelle et l'adoption d'un « tarif patrimonial » faisaient écho à une étude menée pour le compte du gouvernement Bouchard par la firme Merrill Lynch. L'étude, rendue publique en , avait pour objectif de « proposer des avenues de déréglementation de la production d'électricité », de maniÚre compatible avec les tendances continentales, tout en respectant un « pacte social québécois », comprenant l'uniformité des tarifs sur l'ensemble du territoire, la stabilité des tarifs et le maintien « des bas tarifs d'électricité, notamment dans le secteur résidentiel »[115].

La nouvelle loi oblige Hydro-QuĂ©bec Production (HQP) — la division qui exploite les centrales Ă©lectriques — Ă  fournir un volume maximal annuel de 165 tĂ©rawattheures (TWh) d'Ă©nergie et les services accessoires, une provision pour pertes de 13,86 tĂ©rawattheures, et une puissance de pointe garantie de 34 342 mĂ©gawatts[116] — Ă  un prix fixe de 2,79 cents le kilowattheure, le tarif patrimonial. Le dĂ©cret 1277-2001 du gouvernement du QuĂ©bec rĂ©partit les quantitĂ©s Ă  ĂȘtre livrĂ©es pour chacune des 8 760 tranches horaires que compte une annĂ©e de 365 jours et qui varient de 11 420 Ă  34 342 mĂ©gawatts[117].

Hydro-QuĂ©bec Distribution (HQD) doit acheter l'Ă©lectricitĂ© excĂ©dentaire, soit environ 8,2 tĂ©rawattheures en 2007[118], auprĂšs d'autres fournisseurs en se la procurant auprĂšs des bourses d'Ă©nergie voisines, en signant des contrats de grĂ© Ă  grĂ© avec des petits producteurs, par des appels d'offres privilĂ©giant une source d'Ă©nergie particuliĂšre, comme la cogĂ©nĂ©ration au gaz naturel et Ă  la biomasse, l'Ă©olien ou la petite hydraulique[119] ou par des mesures d'efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique[118]. Hydro-QuĂ©bec Distribution a, par exemple, lancĂ© deux appels d'offres pour acheter des blocs de 1 000 et 2 000 mĂ©gawatts d'Ă©lectricitĂ© produite par des Ă©oliennes, en 2003 et 2005. Le dĂ©but des livraisons de l'Ă©nergie produite par les 23 parcs Ă©oliens sous contrat a commencĂ© en 2006 et s'Ă©tendra jusqu'en [120].

RĂ©glementation

Les divisions TransÉnergie et Distribution sont soumises Ă  la RĂ©gie de l'Ă©nergie du QuĂ©bec, un organisme de rĂ©gulation Ă©conomique qui Ă©tablit le prix de dĂ©tail de l'Ă©lectricitĂ© et du gaz naturel ainsi que les tarifs de transport Ă  haute tension selon une approche basĂ©e sur les coĂ»ts de service. La RĂ©gie dispose de pouvoirs supplĂ©mentaires ; en outre, elle approuve les budgets des distributeurs, leurs projets d'immobilisation, les conditions de service ainsi que les plans d'approvisionnement et contrats d'achat d'Ă©lectricitĂ© Ă  long terme. Elle accueille Ă©galement les plaintes des clients et approuve les programmes d'efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique et les rĂšgles de fiabilitĂ© et de sĂ©curitĂ© du rĂ©seau Ă©lectrique[121].

Le reste de l'entreprise, y compris la division responsable de la production, n'est pas soumise à la réglementation de la Régie de l'énergie[122]. Elle doit cependant soumettre des études d'impact environnemental détaillées pour tous les projets de construction de nouvelles centrales électriques et pour les projets de construction d'infrastructures de transport. Ces études sont suivies d'un processus d'audiences publiques, dirigé par le Bureau d'audiences publiques sur l'environnement (BAPE). Le BAPE remet ses recommandations au gouvernement, qui émet les autorisations nécessaires.

Rendement financier

En plus d'ĂȘtre un levier essentiel de la politique Ă©nergĂ©tique du gouvernement du QuĂ©bec, Hydro-QuĂ©bec est un investissement dont le rendement financier pour son actionnaire unique s'est considĂ©rablement amĂ©liorĂ© depuis le milieu des annĂ©es 1990. Depuis 2004, sa performance Ă  ce chapitre se situe au niveau des meilleures entreprises privĂ©es de sa catĂ©gorie[123].

Au cours de l'exercice financier terminĂ© le , Hydro-QuĂ©bec a enregistrĂ© un bĂ©nĂ©fice net de 3 192 millions de dollars, en hausse de plus de 12 % par rapport Ă  l'exercice prĂ©cĂ©dent. L'entreprise a obtenu un rendement des capitaux propres de 9,5 % en 2020[RA 3].

Les produits Ă©taient en hausse en 2021 et se chiffrent Ă  14 526 millions de dollars. Les charges se sont Ă©levĂ©es Ă  8 594 millions de dollars, en baisse de 74 millions de dollars sur l'annĂ©e prĂ©cĂ©dente[RA 2].

L'entreprise gĂšre des actifs de 82,698 milliards de dollars, dont 68,5 milliards d'actifs corporels[RA 6]. Sa dette Ă  long terme s'Ă©tablit Ă  49,7 milliards[RA 2]. Les emprunts et obligations d'Hydro-QuĂ©bec sont garantis par le gouvernement du QuĂ©bec ; les titres Ă  long terme d'Hydro-QuĂ©bec sont cotĂ©s Aa2 stable par Moody's, AA- stable par Fitch Ratings et AA- par Standard & Poor's[RA 7].

En 2021, Hydro-QuĂ©bec a versĂ© un dividende de 2 673 millions de dollars Ă  son seul actionnaire, le gouvernement du QuĂ©bec. Au cours de la pĂ©riode 2017-2021, la somme des dividendes versĂ©s au gouvernement s'est Ă©levĂ©e Ă  11 121 millions de dollars[RA 2].

Données financiÚres 2012-2021 (au 31 décembre)
en millions de dollars canadiens[RA 2] - [124]
2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012
Chiffre d'affaires[note 2] 14 52613 59414 02114 37013 46813 33913 75413 63812 88112 136
RĂ©sultat net[note 2] 3 5642 3032 9233 1922 8462 8613 1473 3802 942860
Dividendes dĂ©clarĂ©s 2 6731 7272 1922 3942 1352 1462 3602 5352 207645
Actif total[note 2] 82 69880 89578 56376 98975 76975 16775 19974 89073 11070 508
Dette Ă  long terme 49 69848 41345 76746 33545 25945 90945 98344 74444 47743 524
Capitaux propres[note 2] 23 26021 32221 44821 20919 75519 70419 47520 61819 39418 982

Contributions aux revenus du gouvernement

Bien qu'elle soit exemptĂ©e de payer l'impĂŽt sur les sociĂ©tĂ©s en vertu de sa loi constitutive[125], Hydro-QuĂ©bec verse Ă  chaque annĂ©e des montants substantiels Ă  l'État quĂ©bĂ©cois[RA 8]. Pour l'annĂ©e 2021, l'entreprise a contribuĂ© pour plus de 3,6 milliards $ aux recettes du gouvernement. À son bĂ©nĂ©fice net (2,3 milliards $), s'ajoutent les redevances hydrauliques (700 millions $), la taxe sur les services publics (300 millions $), des frais de garantie pour les obligations et billets Ă©mis par Hydro-QuĂ©bec (200 millions $) et des contributions Ă  diffĂ©rents organismes gouvernementaux (100 millions $)[RA 8].

Toutefois, une partie seulement des sommes versĂ©es annuellement par Hydro-QuĂ©bec au gouvernement sont crĂ©ditĂ©es au Fonds consolidĂ© du revenu, qui finance les opĂ©rations courantes du gouvernement. Depuis l’assujettissement d'Hydro-QuĂ©bec au rĂ©gime de redevances hydrauliques en 2007, la sociĂ©tĂ© d'État est le plus gros contributeur au Fonds des gĂ©nĂ©rations, crĂ©Ă© par le gouvernement afin de rĂ©duire le niveau de la dette publique du QuĂ©bec. En plus de la redevance pour chaque kilowatt-heure produit (totalisant 706 millions $ en 2019-2020[126]), qui est versĂ©e directement par Hydro-QuĂ©bec au Fonds, le gouvernement contribue une partie du dividende qu'il reçoit de la sociĂ©tĂ© d'État pour faire des versements correspondant au profit supplĂ©mentaire engendrĂ© par l'indexation du prix de l'Ă©lectricitĂ© patrimoniale (258 millions $ en 2018-2019 et 305 millions $ en 2019-2020)[127] ainsi qu'un montant de 215 millions $ par annĂ©e pendant 20 ans en raison de l'abandon de la rĂ©fection et de la fermeture de la centrale de Gentilly-2[128].

Activités

Parc de production

Le barrage Daniel-Johnson, sur la riviĂšre Manicouagan.

Sources d'approvisionnement énergétique d'Hydro-Québec (2019)[129]

  • HydroĂ©lectricitĂ© (93,34 %)
  • Éolien et autres renouvelables (6,25 %)
  • NuclĂ©aire (0,36 %)
  • Thermique (0,05 %)

Au , Hydro-QuĂ©bec exploitait 61 centrales hydroĂ©lectriques[note 3] — dont 12 d'une puissance de plus de 1 000 mĂ©gawatts —, 681 barrages, 91 ouvrages rĂ©gulateurs et 28 grands rĂ©servoirs d'une capacitĂ© Ă©quivalant au stockage de 176,8 tĂ©rawattheures d'Ă©nergie[RA 9]. Les installations de production se concentrent dans 13 des 430 bassins versants que compte le QuĂ©bec[130], dont le fleuve Saint-Laurent et les riviĂšres aux Outardes, Betsiamites, des Outaouais, La Grande, Manicouagan, Romaine et Saint-Maurice[131]. En 2020, 99 % de l'Ă©nergie produite par l'entreprise Ă©tait «propre et renouvelable»[RA 10]. Cette proportion est constante depuis la fermeture de la centrale thermique de Tracy en 2011 et de la centrale nuclĂ©aire de Gentilly-2, en 2012[132]. L'entreprise, qui a Ă©mis 350 000 tonnes de CO2 en 2019, a pris l'engagement d'atteindre la carboneutralitĂ© « d'ici 2030 »[133] - [RA 11].

La seule centrale thermique encore en service dans le rĂ©seau principal[note 3] — la turbine Ă  gaz de BĂ©cancour — est une centrale de pointe de 411 mĂ©gawatts qui n'est utilisĂ©e qu'en cas d'urgence[RA 12]. En plus de la puissance installĂ©e totale de ses usines, qui s'Ă©lĂšve Ă  37 310 mĂ©gawatts en 2020, Hydro-QuĂ©bec a accĂšs Ă  d'autres sources d'approvisionnement, comme la centrale des Chutes Churchill au Labrador (5 428 mĂ©gawatts), dont elle dispose de la quasi-totalitĂ© de la production jusqu'en 2041. Le total des sources d'approvisionnement provenant de tiers parties se chiffre Ă  10 731 mĂ©gawatts[RA 12].

Le coĂ»t moyen de production d'Hydro-QuĂ©bec est restĂ© stable depuis quelques annĂ©es. Il s'Ă©lĂšve Ă  2,11 cents par kilowatt-heure en 2020[134].

Principales centrales d'Hydro-Québec, en 2020[RA 12]
Centrale RiviĂšre Puissance (MW)
Robert-Bourassa (La Grande-2) La Grande 5 616
La Grande-4 La Grande 2 779
La Grande-3 La Grande 2 417
La Grande-2-A La Grande 2 106
Beauharnois Fleuve Saint-Laurent 1 912
Manic-5 Manicouagan 1 596
La Grande-1 La Grande 1 436
RenĂ©-LĂ©vesque (Manic-3) Manicouagan 1 326
Jean-Lesage (Manic-2) Manicouagan 1 229
Bersimis-1 Betsiamites 1 178
Manic-5-PA Manicouagan 1 064
Outardes-3 aux Outardes 1 026

En 2019, les approvisionnements livrĂ©s par Hydro-QuĂ©bec Ă  ses clients au QuĂ©bec et dans les marchĂ©s voisins provenaient presque exclusivement de sources renouvelables. L'hydraulique (93,34 %) domine largement, suivi par la production Ă©olienne (5,37 %) et la valorisation de la biomasse, des biogaz et des dĂ©chets (0,88 %). L'Ă©lectricitĂ© d'origine nuclĂ©aire (0.36 %) et thermique (0.05 %) occupe une part marginale des approvisionnements. Les Ă©missions atmosphĂ©riques de dioxyde de carbone (473 tonnes par tĂ©rawatt-heure) de dioxyde de soufre (1,4 tonnes par tĂ©rawatt-heure) et d'oxyde d'azote (7,9 tonnes par tĂ©rawatt-heure) Ă©taient largement infĂ©rieures Ă  la moyenne de l'industrie dans le nord-est de l'AmĂ©rique du Nord. L'Ă©nergie importĂ©e est responsable de la presque totalitĂ© de ces Ă©missions[129].

RĂ©seau de transport

Le poste Ă©lectrique de Micoua, sur la CĂŽte-Nord, convertit le courant Ă  315 kV arrivant de cinq centrales en courant 735 kV. Il est aussi un des points nĂ©vralgiques du rĂ©seau de lignes Ă  735 kV, long de 11 422 km.
Un redresseur au poste des Outaouais, Ă  L'Ange-Gardien. Cette interconnexion permet de synchroniser l'Ă©lectricitĂ© produite au QuĂ©bec au rĂ©seau d'Hydro One. Depuis 2009, ce poste HVDC dos Ă  dos permet d'exporter ou d'importer jusqu'Ă  1 250 mĂ©gawatts en provenance de l'Ontario.
Série de pylÎnes tubulaires, ou « muguet », situés dans l'arrondissement Chicoutimi (prÚs de la riviÚre Saguenay) de la ville de Saguenay.

FormĂ©e en 1997, Hydro-QuĂ©bec TransÉnergie planifie, exploite et entretient le rĂ©seau de transport d’électricitĂ© du QuĂ©bec. Son principal client est Hydro-QuĂ©bec Distribution, principal distributeur d'Ă©lectricitĂ© sur le territoire. qui comptait pour 84 % de ses revenus, qui s'Ă©levaient Ă  3,3 milliards de dollars en 2014[RA 13].

Son rĂ©seau de lignes Ă  haute tension, d'une longueur de 33 885 km, dont 12 319 km Ă  765 et 735 kV, compte 538 postes de transformation[RA 12]. Il est reliĂ© aux rĂ©seaux voisins du Canada et des États-Unis par 17 interconnexions, d'une capacitĂ© maximale de 11 150 mĂ©gawatts en importation[note 4] et de 7 994 mĂ©gawatts en exportation[135].

Reconnue comme un chef de file mondial en matiĂšre de construction et d'exploitation de rĂ©seaux Ă©lectriques Ă  trĂšs haute tension[136] - [137] - [138], TransÉnergie exploite le plus grand rĂ©seau de transport d'Ă©lectricitĂ© en AmĂ©rique du Nord, surveille la fiabilitĂ© de l'interconnexion du QuĂ©bec avec le rĂ©seau de la North American Electric Reliability Corporation (NERC) et participe aux travaux du Northeast Power Coordinating Council (NPCC). TransÉnergie gĂšre les mouvements d'Ă©nergie sur le rĂ©seau et assure un accĂšs non discriminatoire aux participants des marchĂ©s de gros[139] - [note 5].

La politique d'accĂšs non discriminatoire permet par exemple Ă  Nalcor de vendre une partie de son bloc d'Ă©nergie de la centrale de Churchill Falls sur les marchĂ©s de l'État de New York depuis , en utilisant les installations d'Hydro-QuĂ©bec TransÉnergie, moyennant le paiement de frais de transport[140] - [141].

De plus, la direction ContrĂŽle des mouvements d'Ă©nergie (CMÉ) de TransÉnergie a reçu le mandat de coordonner la fiabilitĂ© de l'ensemble des rĂ©seaux Ă©lectriques sur le territoire du QuĂ©bec, en vertu d'une entente entre la RĂ©gie de l'Ă©nergie du QuĂ©bec, le North American Electric Reliability Corporation et le Northeast Power Coordinating Council, organismes responsables des normes en vigueur dans le nord-est de l'AmĂ©rique du Nord[142].

Interconnexions

Le rĂ©seau de transport d'Ă©lectricitĂ© de TransÉnergie fonctionne de maniĂšre asynchrone avec ses voisins de l'interconnexion de l'Est. MĂȘme si le courant alternatif utilise la mĂȘme frĂ©quence au QuĂ©bec que dans le reste de l'AmĂ©rique du Nord (60 hertz), il n'est pas en phase avec le reste du continent[143]. TransÉnergie utilise donc des convertisseurs de type dos Ă  dos pour exporter ou importer de l'Ă©lectricitĂ©.

Cette particularitĂ© du rĂ©seau quĂ©bĂ©cois a permis Ă  Hydro-QuĂ©bec de maintenir le service – Ă  l'exception de cinq centrales de l'Outaouais, qui Ă©taient directement branchĂ©es sur le rĂ©seau ontarien – pendant la panne de courant nord-amĂ©ricaine du 14 aoĂ»t 2003 alors que 50 millions de personnes dans les rĂ©seaux voisins de l'Ontario et du nord-est des États-Unis Ă©taient privĂ©es d'Ă©lectricitĂ©[144].

Bien qu'asynchrone avec l'Interconnexion de l'Est, qui ceinture son terroire le long de la frontiÚre terrestre du Québec de la baie James à la baie des Chaleurs, le réseau québécois est relié par 17 interconnexions avec les réseaux voisins de l'Ontario, de New York, de la Nouvelle-Angleterre et du Nouveau-Brunswick. Certains des liens avec l'Ontario consistent à synchroniser des groupes turbine-alternateur de quelques centrales situées le long du cours de la riviÚre des Outaouais entre les réseaux du Québec et celui de l'Ontario.

Depuis sa mise en service centrale de Beauharnois peuvent ĂȘtre synchronisĂ©s au rĂ©seau ontarien et de recevoir de l'Ă©lectricitĂ© en provenance de la centrale Saunders d'Ontario Power Generation.

Depuis 2009, une interconnexion supplĂ©mentaire, dotĂ©e de convertisseurs Ă  courant continu de type dos Ă  dos de 1 250 mĂ©gawatts, relie le rĂ©seau de TransÉnergie Ă  celui d'Hydro One au poste des Outaouais, Ă  L'Ange-Gardien, Ă  proximitĂ© de la frontiĂšre[145] et une nouvelle ligne de transport Ă  315 kV, construite dans le cadre du projet, ont requis des investissements de 700 millions de dollars[143].

Cinq interconnexions relient le QuĂ©bec aux rĂ©seaux voisins du nord-est des États-Unis. La plus ancienne d'entre elles est la ligne de la SociĂ©tĂ© de transmission Ă©lectrique de Cedrars Rapids, une filiale en propriĂ©tĂ© exclusive d'Hydro-QuĂ©bec depuis 1985. Cette ligne biterne Ă  120 kV est longue de 72 km, dont la majoritĂ© est situĂ©e en Ontario (42,2 km). Elle a Ă©tĂ© construite pour acheminer l'Ă©lectricitĂ© produite Ă  la centrale des CĂšdres vers une aluminerie d'Alcoa Ă  Massena dans l'Ă©tat de New York[146]. La ligne permet aussi d'assurer l'alimentation Ă©lectrique de la ville de Cornwall (Ontario).

Une ligne Ă  765 kV relie le poste de Massena au poste de ChĂąteauguay. La capacitĂ© de disponible au poste amĂ©ricain varie de 1 500 Ă  1 800 MW. En rĂ©ception, la ligne permet de recevoir jusqu'Ă  1 000 MW en provenance des États-Unis[147].

L'interconnexion avec le Nouveau-Brunswick comprend deux convertisseurs à thyristors et la possibilité de synchroniser deux lignes de transport radiales dans le nord du Nouveau-Brunswick au réseau québécois.

L'entreprise collabore Ă  diffĂ©rents projets d'interconnexion avec les rĂ©seaux voisins. En Nouvelle-Angleterre, une seconde liaison Ă  courant continu d'une capacitĂ© de 1 200 mĂ©gawatts entre le poste des Appalaches, prĂšs de Thetford Mines, et Lewiston, au Maine[RA 14] est en voie de rĂ©alisation. La construction du tronçon amĂ©ricain de cette ligne, connu sous le nom de New England Clean Energy Connect, a dĂ©butĂ© en . La portion amĂ©ricaine du projet a un coĂ»t estimĂ© de 1 milliard de dollars amĂ©ricains. Hydro-QuĂ©bec envisage Ă©galement la modernisation de l'interconnexion avec l'Ă©tat de New York au poste de ChĂąteauguay ainsi qu'une nouvelle ligne Ă  haute tension Ă  courant continu qui acheminerait l'Ă©lectricitĂ© quĂ©bĂ©coise Ă  la ville de New York, par la future ligne Champlain Hudson Power Express.

RĂ©seau

Le rĂ©seau de transport de TransÉnergie se caractĂ©rise aussi par les longues distances qui sĂ©parent les centres de production des marchĂ©s de consommation. Par exemple, le poste Radisson achemine la production des centrales de la Baie-James vers Nicolet et la rĂ©gion de MontrĂ©al, Ă  plus de 1 000 km au sud[148].

En 2020, TransÉnergie a investi la somme de 1 423 millions de dollars dans des projets d'immobilisations, dont 1 154 millions au titre du maintien des actifs[RA 15].

Distribution

Employé d'Hydro-Québec effectuant l'installation d'un transformateur souterrain à Montréal.

La division Distribution d'Hydro-QuĂ©bec est responsable de la gestion des approvisionnements et de la vente au dĂ©tail de l'Ă©lectricitĂ© Ă  la clientĂšle quĂ©bĂ©coise. Elle exploite un rĂ©seau de 119 345 km de lignes Ă  moyenne tension, surtout Ă  25 kV et 107 407 km de lignes Ă  basse tension[RA 12] partout au QuĂ©bec, Ă  l'exception des territoires de neuf rĂ©seaux de distribution municipaux – Alma, Amos, Baie-Comeau, Coaticook, Joliette, Magog, Saguenay, Sherbrooke et Westmount – et d'une coopĂ©rative Ă©lectrique, celle de Saint-Jean-Baptiste de Rouville[149].

Elle s'approvisionne principalement Ă  partir du bloc d'Ă©lectricitĂ© patrimoniale fourni par Hydro-QuĂ©bec Production, les besoins excĂ©dentaires Ă©tant comblĂ©s par des contrats Ă  long terme signĂ©s auprĂšs de fournisseurs privĂ©s au terme de processus d'appel d'offres, des achats Ă  court terme sur les marchĂ©s voisins. En dernier recours, Hydro-QuĂ©bec Distribution peut recourir aux services d'Hydro-QuĂ©bec Production en cas de besoins imprĂ©vus[150]. Les diffĂ©rents contrats d'approvisionnement doivent ĂȘtre soumis pour approbation Ă  la RĂ©gie de l'Ă©nergie du QuĂ©bec, qui en tient compte lors de la fixation des tarifs.

En date du , Hydro-QuĂ©bec Distribution a signĂ© 58 contrats d'approvisionnement Ă  long terme, qui reprĂ©sentent un total de plus de 4 600 MW. De ce nombre, figurent 34 contrats de parcs Ă©oliens, 15 contrats de cogĂ©nĂ©ration Ă  la biomasse et 5 petites centrales hydroĂ©lectriques. La production d'Ă©nergie associĂ©e aux contrats s'Ă©lĂšve Ă  14,5 tĂ©rawattheures en 2014, et devrait atteindre Ă  21,5 tĂ©rawattheures entre 2018 et 2021[151].

Hydro-QuĂ©bec Distribution est Ă©galement responsable de produire l'Ă©lectricitĂ© requise par les rĂ©seaux autonomes alimentant les communautĂ©s et villages nordiques qui ne sont pas reliĂ©s au rĂ©seau principal. Elle opĂšre 24 centrales thermiques au diesel et une centrale hydroĂ©lectrique sur la Basse-CĂŽte-Nord, aux Îles de la Madeleine, en Haute-Mauricie et dans le Nunavik.

Construction

La division Hydro-QuĂ©bec Équipement et services partagĂ©s agit comme maĂźtre d'Ɠuvre des chantiers de construction majeurs d'Hydro-QuĂ©bec, Ă  l'exception des travaux rĂ©alisĂ©s sur le territoire couvert par la Convention de la Baie-James et du Nord quĂ©bĂ©cois de 1975, qui sont confiĂ©s Ă  une autre filiale, la SociĂ©tĂ© d'Ă©nergie de la Baie James.

AprĂšs une pause dans les annĂ©es 1990, Hydro-QuĂ©bec a relancĂ© ses activitĂ©s de construction de nouvelles centrales au dĂ©but du XXIe siĂšcle pour profiter du contexte favorable crĂ©Ă© par la libĂ©ralisation des marchĂ©s nord-amĂ©ricains de l'Ă©lectricitĂ© ainsi que pour rĂ©pondre Ă  l'augmentation de la demande quĂ©bĂ©coise. Le plan stratĂ©gique 2009-2013 de la sociĂ©tĂ© prĂ©voit des investissements totaux de 10,4 milliards de dollars pour construire et rĂ©nover des installations de production d'Ă©lectricitĂ©[152].

En plus du projet Eastmain-1A-Sarcelle-Rupert, qui devrait ĂȘtre complĂ©tĂ© en 2012, le plus important projet de construction en cours est un nouveau complexe de quatre amĂ©nagements hydroĂ©lectriques d'une puissance totale de 1 550 mĂ©gawatts sur la riviĂšre Romaine, dont la construction a dĂ©butĂ© le [153]. Le complexe de la Romaine, dont la construction nĂ©cessitera des investissements de 6,5 milliards de dollars, devrait ĂȘtre complĂ©tĂ© et mis en service graduellement entre 2014 et 2020[154]. Les deux groupes de la premiĂšre centrale, Romaine-2, ont Ă©tĂ© mis en service au dernier trimestre de 2014, ajoutant une puissance de 640 MW au parc de production de l'entreprise.

Dans son discours inaugural de , le premier ministre du QuĂ©bec, Jean Charest, a annoncĂ© l'intention de son gouvernement de dĂ©velopper le potentiel hydroĂ©lectrique d'une autre riviĂšre de la CĂŽte-Nord, la Petit MĂ©catina[155]. D'autres projets sont Ă©galement Ă  l'Ă©tude, dont la construction d'une centrale sur la riviĂšre Magpie, une autre, la centrale Tabaret, prĂšs du barrage de Kipawa, au TĂ©miscamingue, ainsi que des ajouts de puissance aux centrales Jean-Lesage (120 mĂ©gawatts), RenĂ©-LĂ©vesque (210 mĂ©gawatts) et une turbine supplĂ©mentaire Ă  la centrale SM-3 (440 mĂ©gawatts)[152].

Recherche et développement

Depuis 1967, Hydro-QuĂ©bec investit dans la recherche et le dĂ©veloppement. En plus de financer la recherche universitaire, elle est la seule entreprise d'Ă©lectricitĂ© en AmĂ©rique du Nord Ă  s'ĂȘtre dotĂ©e de son propre centre de recherche, l'Institut de recherche d'Hydro-QuĂ©bec (IREQ) de Varennes, sur la Rive-Sud de MontrĂ©al[156]. Ce centre, fondĂ© par l'ingĂ©nieur Lionel Boulet, a notamment permis de prolonger la vie utile des Ă©quipements, d'accroĂźtre leur rendement, d'optimiser la maintenance et d'appuyer les programmes d'efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique et le service Ă  la clientĂšle[157].

Les scientifiques et ingénieurs de l'IREQ soutiennent les objectifs de l'entreprise. Les recherches portent sur l'efficacité énergétique, les énergies renouvelables et les changements climatiques, l'électrification des transports terrestres, l'inspection, la maintenance, la performance et la pérennité des installations, la prévision des apports d'eau et le développement de réseaux électriques intelligents[158].

L'institut est doté d'une dizaine de laboratoires de pointe, dans le domaine de la chimie des matériaux, de la robotique, du matériel à haute tension, de la métrologie, de la thermomécanique, ainsi qu'un centre de calcul permettant entre autres de simuler le comportement des réseaux électriques ou de traiter l'imagerie haute résolution. Les laboratoires offrent certains services à l'externe[159]. Enfin, le laboratoire des technologies de l'énergie (LTE), de Shawinigan en Mauricie, a été inauguré en 1988[160]. Spécialisé en énergétique du bùtiment et en énergétique industrielle, le LTE évalue, adapte et développe de nouveaux produits et procédés améliorant l'efficacité énergétique de la clientÚle résidentielle, commerciale et industrielle[159].

Électrification des transports

Depuis le printemps 2012, Hydro-Québec s'est associé avec plusieurs partenaires du secteur du commerce de détail afin de créer le Circuit électrique, un réseau de bornes de recharges publiques pour véhicules électriques.
Le moteur TM4 d'Hydro-Québec.
Une i-MiEV de Mitsubishi, en montre au Salon international de l'auto de Montréal en 2011. Hydro-Québec a introduit le modÚle à Boucherville dans le cadre d'un projet pilote.

Certaines de ces inventions, dont le concept de moteur-roue électrique, ont frappé l'imaginaire des Québécois[161] - [162]. Hydro-Québec a été critiquée pour ne pas avoir tiré profit du modÚle présenté par l'ingénieur et physicien Pierre Couture en 1994[163] - [164]. L'héritier du moteur-roue est commercialisé par une filiale, TM4, qui s'est associée au groupe Dassault et au manufacturier Heuliez dans le développement d'un véhicule électrique, la Cleanova. Des prototypes ont été construits en 2006[165] - [166].

La direction d'Hydro-Québec a annoncé en 2009 que son moteur avait été choisi par Tata Motors et la firme danoise MiljÞ pour équiper une version de démonstration de son modÚle Indica Vista, qui sera testé en NorvÚge[167] - [168]. L'entreprise a aussi signé un protocole d'entente en afin de réaliser un programme d'essai de la version hybride rechargeable du Ford Escape, un véhicule utilitaire sport[169].

En , Hydro-Québec s'est associée au lancement d'un autre programme-pilote d'implantation de véhicules électriques. Le programme, qui a débuté à l'automne 2010, est réalisé en collaboration avec la ville de Boucherville, entreprises locales ainsi que le manufacturier Mitsubishi Motors. Il permettra d'évaluer la performance d'une cinquantaine de voitures i-MiEV dans des situations d'utilisation réelles, notamment en conduite hivernale[170].

Les chercheurs de l'IREQ travaillent également sur le développement de nouvelles technologies dans le domaine des batteries pour la voiture électrique. Les recherches sont orientées vers des technologies qui accroßtraient l'autonomie des véhicules, amélioreraient les performances par temps froid et réduiraient le temps de charge[171].

Depuis le printemps 2012, Hydro-QuĂ©bec s'est associĂ©e avec des partenaires du secteur du commerce de dĂ©tail, l'Agence mĂ©tropolitaine de transport ainsi que des hĂŽteliers afin de mettre en place Le Circuit Ă©lectrique[172], un rĂ©seau de bornes de recharges publiques de vĂ©hicules Ă©lectriques. Les premiĂšres bornes ont Ă©tĂ© installĂ©es dans les rĂ©gions de MontrĂ©al et de QuĂ©bec[173]. Deux ans aprĂšs le dĂ©but de ses opĂ©rations, le Circuit Ă©lectrique compte prĂšs de 300 bornes actives, qui sont utilisĂ©es environ 1 000 fois par mois. Le service compte environ 1 500 membres parmi les 2 500 propriĂ©taires de vĂ©hicules Ă©lectriques au QuĂ©bec[174].

Projets internationaux

Hydro-QuĂ©bec prend le tournant international en 1978. Avant cette date, l'entreprise avait pour seules missions le dĂ©veloppement Ă©nergĂ©tique et le soutien du dĂ©veloppement Ă©conomique au QuĂ©bec. Une nouvelle filiale, Hydro-QuĂ©bec International, est crĂ©Ă©e avec le mandat d'offrir le savoir-faire de l'entreprise Ă  l'Ă©tranger dans ses domaines de compĂ©tence — la distribution, la production et le transport de l'Ă©lectricitĂ©. La nouvelle entitĂ© s'appuie sur l'expertise de la maison-mĂšre, qu'elle soit technique, financiĂšre ou humaine.

Au cours des 25 annĂ©es qui ont suivi, Hydro-QuĂ©bec a Ă©tĂ© particuliĂšrement active Ă  l'extĂ©rieur de ses frontiĂšres avec des participations dans des rĂ©seaux de transport d'Ă©lectricitĂ© et des centrales Ă©lectriques : Transelec au Chili[175], Cross Sound Cable aux États-Unis[138], le rĂ©seau Consorcio Transmantaro au PĂ©rou, Hidroelectrica Rio Lajas au Costa Rica, Murraylink en Australie et la centrale de Fortuna au Panama[176].

La sociĂ©tĂ© d'État quĂ©bĂ©coise a briĂšvement dĂ©tenu une participation de 17 % dans le capital de la SENELEC, lorsque l'État sĂ©nĂ©galais a dĂ©cidĂ© de la vendre Ă  un consortium dirigĂ© par la sociĂ©tĂ© française Elyo, filiale du Groupe Suez Lyonnaise des Eaux, en 1999[177]. La transaction a Ă©tĂ© annulĂ©e l'annĂ©e suivante[178].

La mĂȘme annĂ©e la filiale internationale d'Hydro-QuĂ©bec faisait l’acquisition d’une participation de 20 % dans la Meiya Power Company en Chine pour la somme de 83 millions de dollars[69], une participation qu'elle a dĂ©tenue jusqu'en juillet 2004[179]. Hydro-QuĂ©bec a aussi participĂ© Ă  titre de consultant dans plusieurs dĂ©veloppements hydroĂ©lectriques Ă  travers le monde. Des reprĂ©sentants de la sociĂ©tĂ© ont Ă©tĂ© impliquĂ©s indirectement dans la construction du barrage des Trois-Gorges, offrant de la formation aux ingĂ©nieurs chinois dans les domaines de la gestion, les finances et l'hydraulicitĂ© des barrages[180].

Hydro-Québec s'est graduellement retirée du marché international entre 2003 et 2006. Le Rapport annuel 2006 de l'entreprise rapporte que la cession des actifs internationaux dans six pays a généré un gain de 917 M$, dont la part la plus importante revient à la vente de son projet de transport au Chili (gain de 813 millions)[RA 16]. Les profits nets de ces transactions ont été versés au Fonds des générations[181].

Environnement

Le grand brochet (Esox lucius) est plus abondant dans le réservoir Robert-Bourassa qu'avant le remplissage du réservoir. Sa progression a été accompagnée d'une diminution du doré jaune (Stizostedion vitreum)[182].

La construction d'installations de production, de transport et de distribution d'Ă©lectricitĂ© a des impacts sur l'environnement. Ainsi, les activitĂ©s d'Hydro-QuĂ©bec ont des impacts sur les milieux naturels oĂč sont construites ses installations ainsi que sur les habitants de ces rĂ©gions. En outre, la crĂ©ation de nouveaux rĂ©servoirs transforme le mercure prĂ©sent dans les plantes en mĂ©thylmercure, qui remonte la chaĂźne alimentaire[183], augmente temporairement les Ă©missions de gaz Ă  effet de serre des Ă©tendues d'eau transformĂ©es en rĂ©servoirs[184] et provoque l'Ă©rosion des berges.

De plus, la construction d'amĂ©nagements hydroĂ©lectriques a des consĂ©quences sur le milieu humain dans lequel il est implantĂ©, qu'il s'agisse des obstacles Ă  la navigation, de la teneur en mercure de certaines espĂšces de poisson pĂȘchĂ©es dans les rĂ©servoirs, de la perte potentielle d'artĂ©facts permettant de retracer la prĂ©sence humaine sur le territoire ou des consĂ©quences sociales et culturelles du dĂ©senclavement des populations autochtones vivant prĂšs des installations.

La prise en compte graduelle des externalités environnementales a débuté à Hydro-Québec dÚs le début des années 1970. L'adoption de la Loi québécoise sur la qualité de l'environnement, en 1972, l'abandon du Projet Champigny, qui prévoyait la construction d'une centrale à réserve pompée dans la vallée de la Jacques-Cartier, en 1973 et le processus de négociation entre les gouvernements, Hydro-Québec et les populations cries qui a conduit à la signature de la Convention de la Baie-James et du Nord québécois en 1975, forcent l'entreprise à revoir ses façons de faire[185].

Afin de répondre aux préoccupations environnementales, Hydro-Québec se dote d'un comité de protection de l'environnement en 1970 et d'une Direction environnement le . Elle a pour mandat d'étudier et de mesurer les impacts environnementaux des activités de l'entreprise, de préparer des études d'impact, de proposer des mesures d'atténuation sur les nouveaux projets et les aménagements existants ainsi que de mener des recherches dans ces domaines, en collaboration avec des chercheurs universitaires[185].

Impacts sur les milieux naturels

La population de caribous prÚs des grands réservoirs du Nord québécois a augmenté entre 1970 et 1990[186].

L'entreprise a mis en place un rĂ©seau de surveillance et de suivi environnemental des impacts du complexe La Grande[185] qui, depuis 1978, fournit une multitude de donnĂ©es sur les milieux nordiques. Les 30 premiĂšres annĂ©es de recherche dans la rĂ©gion de la Baie James ont permis de confirmer que la teneur en mercure dans la chair des poissons augmente de 3 Ă  6 fois pendant de 5 Ă  10 ans qui ont suivi la mise en eau des rĂ©servoirs, et qu'il redescend Ă  un niveau normal aprĂšs 20 Ă  30 ans. Ces rĂ©sultats confirment des Ă©tudes similaires menĂ©es au Canada, aux États-Unis et en Finlande[187]. Par ailleurs, il est possible de rĂ©duire l'exposition au mercure des populations qui consomment une alimentation riche en poissons par des programmes d'information sans pour autant changer radicalement leur rĂ©gime alimentaire, mais en Ă©vitant certaines espĂšces[187].

Par ailleurs, les installations Ă©tudiĂ©es par Hydro-QuĂ©bec indiquent que seulement certaines espĂšces sĂ©dentaires furent affectĂ©es (noyĂ©es) par celle-ci lors de la mise en eau. Les populations d'espĂšces migratrices ont profitĂ© du milieu stable qu'offrent les rĂ©servoirs, « au point qu’il a fallu accroĂźtre la chasse, notamment celle au caribou »[188].

Impacts sur le milieu humain

De toutes les communautés cries, Chisasibi a été la plus touchée par les inondations provoquées par le développement du potentiel électrique de La Grande RiviÚre[189].

L'autre grand sujet de prĂ©occupation environnementale concerne les rĂ©sidents historiques des rĂ©gions affectĂ©es par les dĂ©veloppements hydroĂ©lectriques, les Innus de la CĂŽte-Nord, et les Cris et Inuits dans le Nord-du-QuĂ©bec. Les dĂ©veloppements hydroĂ©lectriques des annĂ©es 1972 Ă  1995 ont accĂ©lĂ©rĂ© un mouvement de sĂ©dentarisation de la population autochtone qui Ă©tait dĂ©jĂ  amorcĂ©. Les nouveaux services sociaux et d'Ă©ducation gĂ©rĂ©s par les communautĂ©s en vertu de la Convention de la Baie-James et du Nord quĂ©bĂ©cois et le remplissage initial des rĂ©servoirs, qui a inondĂ© certains territoires traditionnels de trappage ou de pĂȘche, figurent parmi les principales raisons de l'accĂ©lĂ©ration de cette sĂ©dentaritĂ©[188].

Le changement a été tellement rapide que les communautés autochtones, en particulier les Cris, « ont fini par s'apparenter de plus en plus à la société industrialisée du sud ». Un phénomÚne semblable a été observé aprÚs la construction de routes ou de centrales hydroélectriques prÚs de communautés isolées du Canada et de la Scandinavie. On note cependant une certaine aggravation des problÚmes sociaux entraßnés par l'augmentation du chÎmage, consécutif à la fin des travaux de construction, dans les années 1990[188].

AprÚs le fort mouvement d'opposition populaire au projet de construction de la centrale thermique du Suroßt et l'abandon définitif du projet en , Hydro-Québec, sous la gouverne de son nouveau PDG, Thierry Vandal a réaffirmé l'engagement de l'entreprise en faveur de l'efficacité énergétique, de l'hydroélectricité et du développement de nouvelles technologies électriques, dÚs son entrée en fonction en 2005[190]. Depuis cette époque, Hydro-Québec communique réguliÚrement ses trois critÚres de décision pour ses nouveaux développements hydroélectriques : la rentabilité, l'acceptabilité environnementale et l'accueil favorable des collectivités concernées[150].

Enfin, Hydro-Québec adhÚre à différentes initiatives de développement durable depuis la fin des années 1980. Son approche dans ce domaine repose sur trois principes : le développement économique, le développement social et la protection de l'environnement[191]. Depuis 2001, elle participe au systÚme Global Reporting Initiative[192], qui encadre la diffusion de la performance en matiÚre de développement durable au niveau international. L'entreprise emploie 250 spécialistes et gestionnaires dans le domaine de l'environnement et elle a mis en place un systÚme de gestion environnemental répondant à la norme ISO 14001 dÚs le début des années 2000[193].

Émissions de gaz à effet de serre

Un Dash 8 permettant le transport du personnel et de ses marchandises en provenance et vers les sites hydro-Ă©lectriques

Compte tenu de la prĂ©dominance des centrales hydroĂ©lectriques dans son parc de production, les activitĂ©s d'Hydro-QuĂ©bec contribuent au bilan positif du QuĂ©bec dans la lutte aux changements climatiques, puisque la production d'Ă©lectricitĂ© et de chaleur ne reprĂ©sente que pour 0,5 % du bilan global[194]. Ainsi, les Ă©missions atmosphĂ©riques gĂ©nĂ©rĂ©es par la production et les achats d’électricitĂ© d'Hydro-QuĂ©bec sont nettement infĂ©rieures Ă  la moyenne des voisins du QuĂ©bec dans le nord-est de l'AmĂ©rique du Nord. En 2013, elles se chiffraient Ă  1 130 t CO2/TWh (239 fois moins), Ă  4,4 t SO2/TWh (82 fois moins) et Ă  10 t NOx/TWh (49 fois moins)[195].

Dans son Rapport sur le dĂ©veloppement durable 2013, la sociĂ©tĂ© indique que ses activitĂ©s ont entraĂźnĂ© des Ă©missions directes de 325 606 tonnes d'Ă©quivalent CO2. Les deux tiers des Ă©missions ont Ă©tĂ© produites par l'exploitation des centrales au diesel exploitĂ©es dans les rĂ©seaux autonomes[196], qui ne reprĂ©sentaient que 0,2 % de la demande totale d'Ă©lectricitĂ© de l'entreprise[197]. Les deux seules centrales thermiques du rĂ©seau principal n'ont produit que 4 845 tonnes d'Ă©quivalent CO2 en 2013[198].

Les fuites de CF4 et de SF6, deux gaz utilisĂ©s comme isolants dans les Ă©quipements, reprĂ©sentent la deuxiĂšme source d'Ă©missions avec des rejets de 70 005 tonnes d'Ă©quivalent CO2 en 2013[199]. La flotte de 5 376 vĂ©hicules de l'entreprise constitue aussi une importante source d'Ă©missions avec 51 891 tonnes en 2013[198].

Par ailleurs, une Ă©tude de 7 ans menĂ©e par plus de 80 scientifiques de l'UniversitĂ© McGill, de l'UniversitĂ© du QuĂ©bec Ă  MontrĂ©al et de la firme Environnement IllimitĂ© a mesurĂ© les Ă©missions de gaz Ă  effet de serre du rĂ©servoir de la centrale Eastmain-1, en service depuis 2006[200]. Selon les conclusions du rapport de recherche, publiĂ© en 2010[201], des Ă©missions de gaz Ă  effet de serre importantes ont Ă©tĂ© notĂ©es au cours des premiĂšres annĂ©es d'opĂ©ration du rĂ©servoir, mais le niveau des Ă©missions redescend rapidement Ă  des valeurs semblables Ă  celles des lacs naturels du mĂȘme territoire aprĂšs cinq ans. Les Ă©missions nettes provenant des rĂ©servoirs Ă©taient Ă©valuĂ©es Ă  environ 130 000 tonnes d'Ă©quivalent CO2 et devraient redescendre Ă  un niveau de 100 000 tonnes en 2011 ou 2012[202].

Émissions de GES liĂ©es aux activitĂ©s d’Hydro-QuĂ©bec en tonnes d'Ă©quivalent CO2[203] - [204] - [205] - [196]
Activités 2009 2010 2011 2012 2013
Production d'Ă©lectricitĂ© 369 196212 038215 263215 325220 098
RĂ©seaux autonomes 198 598200 592209 164208 911215 253
RĂ©seau principal 170 59811 4456 0796 1444 845
Autres activités
Parc de vĂ©hicules 56 02955 41256 00553 04951 891
Flotte d'avions nd11 95912 30412 81013 299
Utilitaires (motoneiges, tracteurs, souffleuses...) ndnd801631693
Chariots élévateurs au propane nd1081069189
GĂ©nĂ©ratrices pour entretien du rĂ©seau nd7 3856 2725 2818 629
GĂ©nĂ©ratrices d'urgences et de chantier nd5 0372 0971 8604 315
Chauffage des locaux (réseaux autonomes et télécom) nd460868539735
Fuites de CF4 et de SF6 nd38 51831 30950 43070 005
Utilisation d'aérosols nd561581311392
Total des Ă©missions directes nd331 478325 606340 327370 146

Tarifs et clientĂšle

Le marché québécois

Données d'exploitation au 31 décembre 2018[RA 17]
Nombre d'abonnés Ventes au Québec (GWh) Produits (M CAD) Consommation moyenne (kWh)
2018 2017 2018 2017 2018 2017 2018 2017
RĂ©sidentiel et agricole 3 994 491 3 958 300 69 566 66 111 5 591 5 285 17 415 16 702
GĂ©nĂ©ral, institutionnel et petits industriels 317 608 316 430 47 659 45 816 4 016 3 873 150 056 144 790
Grands industriels 185 184 50 252 53 699 2 196 2 288 271 632 432 291 842 391
Autres 4 630 4 582 5 337 5 077 331 317 1 152 700 1 108 031
Total 4 316 914 4 279 496 172 814 170 703 12 134 11 763
Évolution des tarifs d'Hydro-QuĂ©bec et de l'indice des prix Ă  la consommation au QuĂ©bec entre 1998 et 2011.

À la fin de l'annĂ©e 2020, Hydro-QuĂ©bec comptait 4 402 800 clients regroupĂ©s en trois grandes catĂ©gories : rĂ©sidentiel et agricole (tarif D), commercial et institutionnel (tarif G) et industriel (tarifs M et L). Certaines grandes institutions bĂ©nĂ©ficient du tarif LG, semblable au tarif industriel. La catĂ©gorie Autres regroupe notamment les systĂšmes d'Ă©clairage public[RA 2].

La dizaine de tarifs de distribution sont établis annuellement par la Régie de l'énergie aprÚs des audiences publiques. La tarification est basée sur les coûts de fourniture du service, qui incluent l'amortissement sur les immobilisations, une provision pour l'entretien des installations, la croissance de la clientÚle et un profit économique.

Les tarifs sont uniformes sur l'ensemble du territoire quĂ©bĂ©cois et sont Ă©tablis en fonction du type de consommateur et du volume de consommation. La RĂ©gie de l'Ă©nergie du QuĂ©bec fixe les tarifs annuellement le au terme d'un processus de 8 mois. À la fin juillet de l'annĂ©e prĂ©cĂ©dente, Hydro-QuĂ©bec dĂ©pose sa demande et un dossier qui fait Ă©tat des dĂ©penses et des investissements de l'annĂ©e prĂ©cĂ©dente, courante et suivante. Le dossier est analysĂ© par la RĂ©gie et des intervenants reconnus, reprĂ©sentant les consommateurs, les clients commerciaux et industriels, les municipalitĂ©s, et des groupes environnementalistes. La cause est dĂ©battue au cours d'audiences publiques avant que la RĂ©gie rende sa dĂ©cision, gĂ©nĂ©ralement au dĂ©but mars de chaque annĂ©e[206].

Tous ces tarifs varient en bloc, afin de protéger l'avantage consenti de longue date aux clients résidentiels, qui profitent d'un tarif inférieur au coût nécessaire pour assurer le service. L'interfinancement des tarifs en faveur des clients résidentiels était estimé par le Vérificateur général du Québec à 888 millions $ pour l'année 2018[207].

Les tarifs figurent parmi les plus bas en AmĂ©rique du Nord[208]. AprĂšs une pĂ©riode de gel tarifaire du au [209], la RĂ©gie de l'Ă©nergie a autorisĂ© 8 hausses successives des tarifs entre 2004 et 2010, pour une augmentation de 18,4 %[210], pour ensuite imposer deux baisses successives en 2011 (−0,4 %) et 2012 (−0,5 %). Toutefois, les tarifs augmenteront de plus de 4 % par annĂ©e entre 2014 et 2018 en raison de la hausse de 1 cent par kilowatt-heure de l'Ă©lectricitĂ© patrimoniale, annoncĂ©e par le gouvernement dans le budget du QuĂ©bec de 2010[211] et des achats d'Ă©lectricitĂ© Ă  des producteurs privĂ©s, notamment celle des parcs Ă©oliens dont la construction a Ă©tĂ© autorisĂ©e par le gouvernement du QuĂ©bec[212].

La clientÚle résidentielle

Hydro-Québec estime que le chauffage électrique compte pour plus de 50 % de la consommation d'électricité de ses clients résidentiels au Québec.

La consommation moyenne des abonnĂ©s rĂ©sidentiels et agricoles de la sociĂ©tĂ©, qui s'Ă©tablit Ă  16 840 kilowattheures en 2020[RA 2], est relativement Ă©levĂ©e en raison de l'utilisation de l'Ă©lectricitĂ© pour le chauffage dans 68 % des rĂ©sidences[213]. Hydro-QuĂ©bec estime que le chauffage est responsable de plus de la moitiĂ© de la consommation Ă©lectrique d'une rĂ©sidence au QuĂ©bec[214].

Cette prĂ©fĂ©rence pour le chauffage Ă©lectrique rend la demande d'Ă©lectricitĂ© plus imprĂ©visible, mais offre aussi certains avantages environnementaux. MalgrĂ© le climat trĂšs froid en hiver, les rĂ©sidences quĂ©bĂ©coises ne sont responsables que de 5,5 % (4,65 Mt Ă©q. CO2) des Ă©missions de gaz Ă  effet de serre au QuĂ©bec en 2006. Durant la pĂ©riode allant de 1990 et 2006, les Ă©missions du secteur rĂ©sidentiel au QuĂ©bec ont chutĂ© de 30 %[215].

un compteur communicant Landis+Gyr installé entre 2013 et 2015 chez les clients résidentiels.

La consommation d'Ă©lectricitĂ© des rĂ©sidences fluctue d'une annĂ©e Ă  l'autre en fonction des alĂ©as du climat. Toutefois, les pointes de consommation sur le rĂ©seau d'Hydro-QuĂ©bec surviennent toujours l'hiver. Le record de consommation a Ă©tĂ© battu le Ă  8h avec une demande en puissance de 39 900 MW[216]. Le record prĂ©cĂ©dent Ă©tait de 39 240 MW et avait Ă©tĂ© Ă©tabli lors d'une autre vague de froid le [217].

Le tarif d'Ă©lectricitĂ© rĂ©sidentiel et agricole en vigueur le comprend une redevance d'abonnement, fixĂ©e Ă  40,64 cents par jour, et deux niveaux de prix, en fonction de la consommation. Les 30 premiers kilowatts-heures quotidiens sont facturĂ©s Ă  5,57 cent/kilowattheure, tandis que le reste de la consommation est vendue Ă  8,26 cent/kilowattheure[218]. La facture moyenne d'un abonnĂ© rĂ©sidentiel s'Ă©tablissait Ă  environ 100 dollars par mois en 2008[219].

Le relevé des compteurs électriques s'effectue généralement tous les deux mois et les factures sont bimensuelles. L'entreprise offre à ses clients résidentiels la possibilité de répartir le montant de la facture annuelle estimée d'électricité en 12 versements égaux. L'estimation se base sur la consommation passée du domicile du client[220].

La clientĂšle industrielle

L'aluminerie de Rio Tinto Alcan de LaterriÚre, à Saguenay. La grande industrie, et en particulier le secteur de la fonte et de l'affinage et des pùtes et papiers, consomme 32,8 % de l'électricité vendue au Québec par Hydro-Québec.

Depuis un siĂšcle, le dĂ©veloppement industriel du QuĂ©bec a Ă©tĂ© stimulĂ© par l'abondance de ressources hydrauliques. L'Ă©nergie reprĂ©sente une part importante des dĂ©penses des secteurs des pĂątes et papiers et de l'aluminium, deux industries Ă©tablies de longue date au QuĂ©bec. En 2020, les clients industriels ont consommĂ© 52 096 tĂ©rawattheures[RA 2].

La grande industrie jouit d'un tarif plus bas que les clients domestiques et commerciaux en raison des coĂ»ts de distribution moindres. En 2008, les abonnĂ©s du tarif grande puissance, le tarif L, paient en moyenne 4,57 cent/kilowattheure.

Le gouvernement du QuĂ©bec utilise les bas tarifs d'Ă©lectricitĂ© afin d'attirer de nouvelles entreprises et de consolider les emplois existants. Depuis 1974, le gouvernement se rĂ©serve le droit d'accorder ou non de nouveaux blocs de grande puissance aux entreprises qui en font la demande. Le seuil, qui Ă©tait fixĂ© Ă  175 mĂ©gawatts de 1987 Ă  2006[221] a Ă©tĂ© ramenĂ© Ă  50 mĂ©gawatts dans la stratĂ©gie Ă©nergĂ©tique 2006-2015 du QuĂ©bec[222].

Tarifs spéciaux

En 1987, les producteurs d'aluminium Alcan et Alcoa ont conclu des ententes controversées avec Hydro-Québec et le gouvernement. Ces ententes confidentielles, dites « à partage de risques », faisaient varier le prix de l'électricité en fonction de différents facteurs, dont les prix mondiaux de l'aluminium et le cours du dollar canadien[223]. Ces ententes sont graduellement remplacées par des conventions basées sur le tarif de grande puissance.

Le , le gouvernement du Québec rendait publique une entente avec Alcan. Cet accord, qui est toujours en vigueur malgré la vente du groupe à Rio Tinto, prévoit le renouvellement des concessions hydrauliques sur les riviÚres Saguenay et Péribonka, le maintien des investissements, du siÚge social montréalais et des emplois au Québec[224].

Le , Hydro-QuĂ©bec et Alcoa ont signĂ© une entente portant sur des contrats d'Ă©nergie. Cette entente, qui durera jusqu'en 2040, assure le maintien de la fourniture d'Ă©lectricitĂ© aux trois alumineries d'Alcoa au QuĂ©bec, situĂ©es Ă  Baie-Comeau, Ă  BĂ©cancour et Ă  Deschambault-Grondines. De plus, elle permet Ă  Alcoa de procĂ©der Ă  la modernisation de son usine Ă  Baie-Comeau et d'en augmenter sa capacitĂ© de production de 110 000 tonnes par annĂ©e, pour atteindre 548 000 tonnes[225].

Critique des tarifs industriels

Plusieurs Ă©conomistes, comme Jean-Thomas Bernard et GĂ©rard BĂ©langer de l'UniversitĂ© Laval, contestent la stratĂ©gie gouvernementale et soutiennent que les ventes aux grands consommateurs industriels d'Ă©lectricitĂ© reprĂ©sentent un coĂ»t trop Ă©levĂ© pour l'Ă©conomie quĂ©bĂ©coise. Dans un article publiĂ© en 2008, les chercheurs calculent qu'un emploi dans une nouvelle aluminerie ou dans un projet d'extension coĂ»te entre 255 357 et 729 653 dollars par annĂ©e par rapport Ă  l'alternative qui consisterait Ă  vendre l'Ă©lectricitĂ© excĂ©dentaire sur les marchĂ©s d'exportation[226].

Il s'agit cependant d'un calcul contestĂ© par l'Association des consommateurs industriels d'Ă©lectricitĂ© du QuĂ©bec, qui rĂ©plique en affirmant que les donnĂ©es de 2000 Ă  2006 tendent Ă  dĂ©montrer que les prix obtenus par Hydro-QuĂ©bec pour l'Ă©lectricitĂ© exportĂ©e sont plus bas lorsque les quantitĂ©s augmentent, et inversement. « On constate que plus on exporte, moins c'est payant », ajoute le directeur gĂ©nĂ©ral de l'organisme, Luc Boulanger, qui explique ce phĂ©nomĂšne par la grande volatilitĂ© des prix d'une heure Ă  l'autre sur les marchĂ©s voisins du QuĂ©bec et par les limites physiques des infrastructures de transport qui rĂ©duit la quantitĂ© maximale pouvant ĂȘtre exportĂ©e lors des pĂ©riodes oĂč les prix sont les plus Ă©levĂ©s[227].

Marchés d'exportation

ActivitĂ©s d'exportation et de courtage d'Ă©nergie d'Hydro-QuĂ©bec, Canada et États-Unis, 2005-2014[RA 2] - [228] - [note 6]
2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
Exportations (GWh) 26 62432 20828 08923 68020 15419 95221 29919 62414 45815 342
Recettes (M CAD) 1 6291 5251 1941 2521 3041 2871 9191 6171 1491 464
Revenu moyen (CAD/MWh) 61,1847,3542,5152,8764,7064,5090,1082,4079,4795,42
Une partie de l'Ă©lectricitĂ© consommĂ©e Ă  Boston provient des lointains barrages de la Baie-James. Une ligne de 450 kV Ă  courant continu alimente la mĂ©tropole de la Nouvelle-Angleterre depuis 1991.

Hydro-QuĂ©bec exporte une partie de ses surplus d'Ă©lectricitĂ© vers les rĂ©seaux voisins, au Canada et aux États-Unis, en vertu de contrats Ă  long terme et de transaction sur les marchĂ©s de l'Ă©lectricitĂ© de la Nouvelle-Angleterre, de l'État de New York et de l'Ontario. Deux filiales spĂ©cialisĂ©es dans le courtage d'Ă©nergie, Marketing d'Ă©nergie HQ et HQ Energy Services (U.S.), sont responsables de cette activitĂ© pour le compte de la sociĂ©tĂ©. En 2008, le volume des exportations s'est chiffrĂ© Ă  21,1 tĂ©rawattheures et elles ont rapportĂ© des recettes record de 1,9 milliard de dollars Ă  la sociĂ©tĂ© publique quĂ©bĂ©coise[229].

Marché spot

La sociĂ©tĂ© dispose de plusieurs avantages dans ses transactions sur les marchĂ©s d'exportation. D'abord, son parc de centrales hydrauliques avec rĂ©servoirs permet une gestion des stocks sur une base pluriannuelle et ne requiert aucun combustible, dont les coĂ»ts fluctuent rĂ©guliĂšrement. Hydro-QuĂ©bec peut donc ajuster la production en fonction de la demande, ce qui permet de vendre l'Ă©lectricitĂ© Ă  prix plus Ă©levĂ©s le jour et d'importer la nuit, lorsque les prix sont plus faibles[113]. Enfin, le rĂ©seau Ă©lectrique quĂ©bĂ©cois enregistre sa pointe annuelle en hiver Ă  cause du chauffage, contrairement aux rĂ©seaux voisins de l'Ontario, de l'État de New York et de la Nouvelle-Angleterre, qui connaissent une hausse marquĂ©e de la consommation l'Ă©tĂ©, en raison des besoins de climatisation des rĂ©sidences et des bureaux[230].

Engagements Ă  long terme

Bien que la plupart des ventes soient, en 2013, des transactions Ă  court terme, Hydro-QuĂ©bec honore toujours deux contrats Ă  plus long terme. La premiĂšre entente, signĂ©e en 1990 avec un groupe de 13 rĂ©seaux Ă©lectriques de l'État du Vermont, porte sur la vente ferme de 328 mĂ©gawatts. Les exportations d'Hydro-QuĂ©bec constituent 28 % de la demande de cet Ă©tat voisin du QuĂ©bec[231].

Le , les deux plus importants distributeurs d'Ă©lectricitĂ© du Vermont, Green Mountain Power et Central Vermont Public Service, ont conclu un protocole d'entente en vue de la vente d'une puissance maximale de 225 MW pour la pĂ©riode allant de 2012 Ă  2038. L'entente prĂ©voit notamment un mĂ©canisme d'ajustement des prix afin de rĂ©duire les risques reliĂ©s Ă  la volatilitĂ© des marchĂ©s et engage le Vermont Ă  dĂ©signer les grandes centrales hydroĂ©lectriques comme une source d'Ă©nergie renouvelable[232] - [233] - [234]. La Loi sur l'Ă©nergie renouvelable, H.781[235], a Ă©tĂ© adoptĂ©e par les deux chambres de la lĂ©gislature et ratifiĂ©e par le gouverneur Jim Douglas, le [236].

Le second, avec le distributeur Cornwall Electric, une filiale de Fortis Inc. qui dessert 23 000 clients de la rĂ©gion de Cornwall en Ontario, sera en vigueur jusqu'Ă  la fin de 2019[237].

L'Ă©lection, en 2008, de Barack Obama Ă  la prĂ©sidence amĂ©ricaine, laissait prĂ©sager des ventes accrues d'hydroĂ©lectricitĂ© quĂ©bĂ©coises sur les marchĂ©s des États-Unis. En , le ministre responsable d'Hydro-QuĂ©bec, Claude BĂ©chard, demandait la prĂ©paration d'un nouveau plan stratĂ©gique ouvrant la porte Ă  la ratification d'ententes fermes Ă  long terme avec les États-Unis, comme c'Ă©tait le cas lors de la mise en service du complexe de la Baie-James[238]. La volontĂ© du gouvernement a trouvĂ© Ă©cho dans le Plan stratĂ©gique publiĂ© par Hydro-QuĂ©bec en [152].

Toutefois, la faiblesse des prix du gaz naturel sur les marchés nord-américains, conséquence de l'exploitation des gaz de schiste, constituent un obstacle aux exportations québécoises d'électricité renouvelable. Alors qu'Hydro-Québec obtenait 9¹/kWh pour son électricité en 2008, les prix obtenus au premier trimestre 2012 ont chuté à 5,4¹/kWh[239].

En 2016, Hydro-QuĂ©bec a remportĂ© un appel de proposition lancĂ© par l'État du Massachussetts afin de livrer un volume de 9,45 TWh d'Ă©lectricitĂ© pendant 20 ans afin de permettre Ă  cet Ă©tat de la Nouvelle-Angleterre de dĂ©carboner son secteur de l'Ă©lectricitĂ©. AprĂšs un revers auprĂšs des instances de l'Ă©tat du New Hampshire qui ont forcĂ© l'abandon de la ligne Northern Pass, Hydo-QuĂ©bec trouve un nouveau partenaire amĂ©ricain, le distributeur d'Ă©lectricitĂ© Central Maine Power. Ce tracĂ©, connu sous le nom de New England Clean Energy Corridor, traverse l'Ă©tat voisin du Maine. Bien que contestĂ© par des rĂ©sidents, certains groupes environnementalistes et des producteurs d'Ă©lectricitĂ© propriĂ©taires de centrales au gaz naturel en Nouvelle-Angleterre, le projet obtient tous les permis nĂ©cessaire et sa construction s'amorce en .

ParallÚlement aux efforts menés en Nouvelle-Angleterre, Hydro-Québec relance les pourparlers avec la ville de New York et l'état de New York. L'entreprise a annoncé qu'elle participera à l'appel de proposition lancé par l'état de New York en 2021 afin d'acquérir d'importants volumes d'électricité de sources renouvelables.

Hydro-Québec et la société québécoise

Identité nationale et culture populaire

Depuis une dizaine d'annĂ©es, des chercheurs et des artistes ont commencĂ© Ă  s'intĂ©resser Ă  la place qu'Hydro-QuĂ©bec occupe dans l'identitĂ© et la culture quĂ©bĂ©coise. Selon l'historien StĂ©phane Savard, Hydro-QuĂ©bec est au cƓur des prĂ©occupations politiques, Ă©conomiques, sociales et culturelles du QuĂ©bec contemporain. « Davantage qu’une simple entreprise publique, elle devient un instrument privilĂ©giĂ© de promotion de reprĂ©sentations symboliques du QuĂ©bec francophone, reprĂ©sentations qui se retrouvent inĂ©vitablement aux fondements des rĂ©fĂ©rences identitaires en constants changements »[240].

La gĂ©ographe Caroline Desbiens Ă©tablit que les appels Ă  la nature lancĂ©s par Hydro-QuĂ©bec gravitent autour de la notion d'essence. Ainsi, un message comme le slogan « l'Ă©lectricitĂ© est dans notre nature » Ă©tablit un lien entre la nature au caractĂšre immuable — l'espace physique de la nation — et l'identitĂ© de base des QuĂ©bĂ©cois dans une construction europĂ©enne de la nation[241].

Les travaux de Dominique Perron s'intĂ©ressent spĂ©cialement aux campagnes promotionnelles de la sociĂ©tĂ© d'État quĂ©bĂ©coise. Dans un ouvrage publiĂ© en 2006[242], Dominique Perron associe le dĂ©veloppement de l'« homo hydroquebecensis » — l'hydro-QuĂ©bĂ©cois des publicitĂ©s tĂ©lĂ©visĂ©es des annĂ©es 1970 —, Ă  celui d'un sentiment identitaire centrĂ© sur le territoire du QuĂ©bec[243].

Perron relie également les représentations véhiculées dans une télésérie comme Les Bùtisseurs d'eau, produite et financée par Hydro-Québec en 1997 et le soin de souder « les réalisations de l'entreprise à la mémoire de la Révolution tranquille et de son nationalisme centré sur le territoire du Québec »[243].

La piÚce de théùtre documentaire « J'aime Hydro », dont la principale protagoniste est la comédienne Christine Beaulieu, est consacrée à la relation de la population québécoise avec Hydro-Québec. Cette production, qui connaßt un grand succÚs sur scÚne en 2017 et 2018[244], est également disponible en baladodiffusion[245] et son texte fait l'objet d'une publication chez l'éditeur Atelier 10.

Mouvements sociaux

Les mouvements sociaux et groupes d'intĂ©rĂȘts quĂ©bĂ©cois interviennent ponctuellement dans les mĂ©dias et dans trois grands forums publics : les commissions parlementaires de l'AssemblĂ©e nationale, les rencontres publiques du Bureau d'audiences publiques sur l'environnement et les diffĂ©rentes audiences impliquant Hydro-QuĂ©bec devant la RĂ©gie de l'Ă©nergie du QuĂ©bec.

Le monde des affaires observe généralement une attitude bienveillante à l'égard d'Hydro-Québec. Les groupes représentant les manufacturiers favorisent le maintien des prix bas et stables[246] et militent en faveur d'une augmentation de la production. Toutefois, certains groupes représentant les petites et moyennes entreprises revendiquent un interfinancement plus équitable envers les clients commerciaux et institutionnels[247].

Les syndicats, et en particulier la FĂ©dĂ©ration des travailleurs du QuĂ©bec (FTQ) — syndicat le plus actif dans le domaine de la construction —, sont largement favorables au dĂ©veloppement de l'hydroĂ©lectricitĂ©, un secteur crĂ©ateur d'emplois bien rĂ©munĂ©rĂ©s. La FTQ s'est par ailleurs prononcĂ©e en faveur de la rĂ©fection de la centrale nuclĂ©aire de Gentilly, qui doit dĂ©buter en 2011[248].

Le mouvement environnemental a, de son cĂŽtĂ©, une relation complexe avec Hydro-QuĂ©bec. Certains groupes affichent une neutralitĂ© pratiquement complĂšte et acceptent le mĂ©cĂ©nat de la sociĂ©tĂ© d'État[249], d'autres interpellent de maniĂšre sĂ©lective, alors que quelques-uns ont fait leurs raisons d'ĂȘtre de l'arrĂȘt du dĂ©veloppement hydroĂ©lectrique[250] ou de la fin de la production nuclĂ©aire Ă  Gentilly[251]. Pour les sociologues Perron, Vaillancourt et Durand, cette ambivalence du mouvement environnemental quĂ©bĂ©cois s'explique notamment par la logique sociale-dĂ©mocrate d'Hydro-QuĂ©bec dĂ©coulant de son statut d'entreprise nationalisĂ©e et de sa valeur de symbole de l'autonomie et du dĂ©veloppement du QuĂ©bec[252].

Présidents et présidentes

Liste des présidents et présidente d'Hydro-Québec[253]
Rang Nom Entrée en fonction Fin de mandat
1erTĂ©lesphore-Damien Bouchard15 avril 1944
2eL.-EugĂšne Potvin29 juin 1944
3eJ.-Arthur Savoie1er juin 1955
4eJean-Claude Lessard7 septembre 1960
5eRoland Giroux1er août 1969
6eRobert A. Boyd9 août 1977
7eGuy Coulombe15 janvier 1982
8eClaude Boivin2 mai 1988
9eArmand Coutureseptembre 1992
10eBenoit Michel1er décembre 1995
11eAndré Caillé1er octobre 1996
12eThierry Vandal6 avril 2005
13eÉric Martel6 juillet 2015
14eSophie Brochu2 avril 2020
15e Michael Sabia 1er août 2023

De 1944 à 1978, la haute direction d'Hydro-Québec était composée de cinq commissaires, l'un d'entre eux agissait comme président.

Lise Croteau (2015), Jean-Huges Lafleur (2020) et Pierre Depars (2023) ont assumé la fonction par intérim.

Notes et références

Notes

  1. Les chutes ont été renommées chutes Churchill en l'honneur de l'ancien premier ministre britannique, sir Winston Churchill, peu aprÚs son décÚs en 1965.
  2. Données retraitées pour les années 2009 et 2010 en raison de modifications aux conventions comptables.
  3. La division Distribution exploite 23 centrales thermiques au diesel (133 MW) et une centrale hydroĂ©lectriques (22 MW) dans les communautĂ©s isolĂ©es qui ne sont pas raccordĂ©es au rĂ©seau Ă©lectrique principal.
  4. Ce chiffre inclut 5 150 mĂ©gawatts pour l'acheminement de l'Ă©lectricitĂ© de la centrale de Churchill Falls. Ces trois lignes ne permettent pas les transferts d'Ă©nergie vers le Labrador.
  5. Par « accĂšs non discriminatoire », il faut entendre qu'un grossiste canadien (hors QuĂ©bec) ou amĂ©ricain peut utiliser les lignes d'Hydro-QuĂ©bec TransÉnergie pour faire passer de l'Ă©lectricitĂ© en transit (wheeling) entre l'Ontario, la Nouvelle-Angleterre ou l'État de New York, via le QuĂ©bec. Cet arrangement rĂ©pond aux exigences minimales de non-discrimination des ordonnances 888 et suivantes de la FERC amĂ©ricaine.
  6. Les chiffres indiqués incluent le courtage d'énergie sur les marchés. Cette énergie n'a pas nécessairement été produite par les installations d'Hydro-Québec.

Références

Rapport annuel d'Hydro-Québec
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Annexes

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  • Hydro-QuĂ©bec, Rapport sur le dĂ©veloppement durable 2013, MontrĂ©al, Hydro-QuĂ©bec, 2014c, PDF [dĂ©tail de l’édition] (ISBN 978-2-550-70258-0, lire en ligne)
  • Hydro-QuĂ©bec, Rapport sur le dĂ©veloppement durable 2012, MontrĂ©al, Hydro-QuĂ©bec, 2013c, PDF [dĂ©tail de l’édition] (ISBN 978-2-550-66873-2, lire en ligne)
  • Hydro-QuĂ©bec, Rapport sur le dĂ©veloppement durable 2011, MontrĂ©al, Hydro-QuĂ©bec, 2012c, PDF [dĂ©tail de l’édition] (ISBN 978-2-550-63874-2, lire en ligne)
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  • Hydro-QuĂ©bec, Rapport sur le dĂ©veloppement durable 2008 : Notre engagement pour l'avenir, MontrĂ©al, , 44 p. (ISBN 978-2-550-55048-8, prĂ©sentation en ligne, lire en ligne [PDF])

Plans stratégiques

  • Hydro-QuĂ©bec, Voir grand avec notre Ă©nergie propre : Plan stratĂ©gique 2016-2020, MontrĂ©al, Hydro-QuĂ©bec, , PDF [dĂ©tail de l’édition] (ISBN 978-2-550-74823-6, lire en ligne)
  • Hydro-QuĂ©bec, Plan stratĂ©gique 2009-2013 : EfficacitĂ© Ă©nergĂ©tique, Ă©nergies renouvelables et innovation technologique, MontrĂ©al, , PDF [dĂ©tail de l’édition] (ISBN 978-2-550-56309-9, lire en ligne)
  • Hydro-QuĂ©bec, Plan stratĂ©gique 2004-2008, MontrĂ©al, , 220 p. [dĂ©tail de l’édition] (ISBN 2-550-41591-4, lire en ligne)
Autres publications
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  • Hydro-QuĂ©bec, Plan d'action de dĂ©veloppement durable 2009–2013, MontrĂ©al, , PDF (ISBN 978-2-550-55277-2, prĂ©sentation en ligne, lire en ligne)
  • Hydro-QuĂ©bec, Comparaison des prix de l'Ă©lectricitĂ© dans les grandes villes nord-amĂ©ricaines : Tarifs en vigueur le 1er avril 2019, MontrĂ©al, [dĂ©tail de l’édition] (978-2-550-84435-8 [PDF])
  • GaĂ«tan Hayeur, SynthĂšse des connaissances environnementales acquises en milieu nordique de 1970 Ă  2000, MontrĂ©al, Hydro-QuĂ©bec, , 110 p. (ISBN 2-550-36963-7, lire en ligne [PDF])
  • Hydro-QuĂ©bec Distribution, Plan d'approvisionnement 2011-2020 des rĂ©seaux autonomes : Demande R3748-2010, HQD-2, document 1, , 43 p., PDF (lire en ligne)
  • Hydro-QuĂ©bec TransÉnergie, Poste aux Outardes Ă  735-315 kV et lignes de raccordement Ă  735 kV : Étude d'impact sur l'environnement, MontrĂ©al, Hydro-QuĂ©bec, , 186 p. (lire en ligne)
  • SociĂ©tĂ© d'Ă©nergie de la Baie James, Le complexe hydroĂ©lectrique de la Grande RiviĂšre : rĂ©alisation de la premiĂšre phase, MontrĂ©al, SociĂ©tĂ© d'Ă©nergie de la Baie James / Éditions de la CheneliĂšre, , 496 p. (ISBN 2-89310-010-4).
  • SociĂ©tĂ© d'Ă©nergie de la Baie James, Le complexe hydroĂ©lectrique de la Grande RiviĂšre : rĂ©alisation de la deuxiĂšme phase, MontrĂ©al, SociĂ©tĂ© d'Ă©nergie de la Baie James, , 427 p. (ISBN 2-921077-27-2).

Documents officiels

  • QuĂ©bec. « Loi Ă©tablissant la Commission hydroĂ©lectrique de QuĂ©bec », S.Q. 1944, 8 Geo VI chap. 22. (version en vigueur : 14 avril 1944) [lire en ligne (page consultĂ©e le 15 avril 2019)]
  • QuĂ©bec. « Loi sur Hydro-QuĂ©bec », L.R.Q., chap. H-5. (version en vigueur : 1er avril 2019) [lire en ligne (page consultĂ©e le 12 mai 2019)]
  • QuĂ©bec. « Loi sur la RĂ©gie de l'Ă©nergie », L.R.Q., chap. R-6.01. (version en vigueur : 1er avril 2019) [lire en ligne (page consultĂ©e le 12 mai 2019)]
  • QuĂ©bec. « Loi concernant la construction par Hydro-QuĂ©bec d’infrastructures et d’équipements par suite de la tempĂȘte de verglas survenue du 5 au 9 janvier 1998 », L.Q. 1999, chap. 27 [lire en ligne (page consultĂ©e le 28 mars 2013)]
  • Bureau d'audiences publiques sur l'environnement, Rapport 144. Ligne Ă  735 kV Saint-CĂ©saire–Hertel et poste de la MontĂ©rĂ©gie, QuĂ©bec, , 111 p. (ISBN 2-550-36846-0, lire en ligne [PDF])
  • Gouvernement du QuĂ©bec, L'Ă©nergie pour construire le QuĂ©bec de demain, QuĂ©bec, MinistĂšre des Ressources naturelles et de la Faune, , 119 p. (ISBN 2-550-46951-8, prĂ©sentation en ligne, lire en ligne [PDF])
  • QuĂ©bec, Rapport annuel 2007-2008, MontrĂ©al, RĂ©gie de l'Ă©nergie du QuĂ©bec, (ISBN 978-2-550-53008-4, lire en ligne), p. 4
  • QuĂ©bec, L'eau. La vie. L'avenir. : Politique nationale de l'eau, QuĂ©bec, MinistĂšre de l'Environnement du QuĂ©bec, (ISBN 2-550-40074-7, lire en ligne [PDF])
  • (en) U.S.-Canada Power System Outage Task Force, Final Report on the August 14, 2003 Blackout in the United States and Canada : Causes and Recommendations, Washington & Ottawa, (lire en ligne [PDF]), chap. 6
  • QuĂ©bec, Inventaire quĂ©bĂ©cois des Ă©missions de gaz Ă  effet de serre en 2008 et leur Ă©volution depuis 1990, MinistĂšre du DĂ©veloppement durable, de l'Environnement et des Parcs, , PDF (ISBN 978-2-550-60619-2, lire en ligne)
  • RĂ©gie de l'Ă©nergie du QuĂ©bec, Avis de la RĂ©gie de l'Ă©nergie sur la distribution d’électricitĂ© aux grands consommateurs industriels (A-2005-01), MontrĂ©al, , 96 p. (prĂ©sentation en ligne, lire en ligne [PDF])

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