Dès sa fondation en 1944, Hydro–Québec doit développer considérablement sa capacité de production pour répondre à la demande croissante en électricité. Elle entreprend alors une importante phase de construction et acquiert, de gré à gré, les distributeurs privés d’électricité.

Les nouveaux projets hydroélectriques des années 1950 et 1960 exigent tous des financements importants.

Au début des années 1970, au moment où s’amorcent les travaux à la Baie‑James, le nom
d’Hydro–Québec est déjà bien établi dans les marchés financiers dominants . Puis se joignent à la liste des preneurs de titres émis par Hydro–Québec : le marché des fonds du Moyen-Orient , les marchés privés japonais et hollandais , le marché public britannique  et la section ECU (European Currency Unit) des marchés européens.

De 1979 à 1981, Hydro–Québec est le quatrième emprunteur en importance sur le marché public des obligations aux États‑Unis. En 1991, le programme d’emprunts de l’entreprise atteint un point culminant avec des besoins de 5,9 G$.

Réalisations-clés et emprunts majeurs*

1944-1969

1944

Création de la Commission hydroélectrique du Québec ou, en abrégé, Hydro–Québec.

Mise en service des centrales Les Cèdres (1924 ; 103 MW), Shawinigan‑2 (1929 ; 200 MW), de La Gabelle (1931 ; 131 MW) et de Chelsea (1939 ; 152 MW).

1944
1947
Mise en service de la centrale des Rapides‑Farmer (104 MW).
1947
Premier emprunt majeur
d’Hydro–Québec : 112,5 M$ à 2 % d’intérêt empruntés par l’entremise de banques canadiennes pour financer la nationalisation de l’électricité de 1944.
1949
Mise en service de la centrale Shawinigan‑3 (194 MW).
1949
1953
1953

Premier emprunt obligataire
d’Hydro–Québec aux États-Unis, pour un montant de 50 M$ US.

1955

Mise en service des centrales de la Trenche (302 MW), de
La Tuque (294 MW), Rapide‑Blanc (204 MW), des Rapides‑des‑Quinze (103 MW).

1955
1956
Mise en service de la centrale de Paugan (213 MW).
1956
1959

Mise en service de la centrale Bersimis‑1 (1 178 MW).

Mise en service de la centrale Beaumont (270 MW).

1959
1960
Mise en service de la centrale Bersimis‑2 (869 MW).
1960
1961
Mise en service de la centrale de Beauharnois (1 906 MW), construite en trois phases à partir de 1929.
1961
1963
Deuxième phase de la nationalisation de l’électricité : Hydro–Québec fait l’acquisition de distributeurs privés d’électricité et, par la suite, de 45 des 46 coopératives d’électricité ainsi que de nombreux réseaux municipaux.
1963
Émission d’obligations de 300 M$ US sur le marché américain dont le produit sert à rembourser les actionnaires des entreprises acquises.
1964
Mise en service de la centrale Carillon (753 MW).
1964
1965

Mise en service de la première ligne de transport à 735 kV au monde, une technologie mise au point par
Hydro–Québec.

Mise en service de la centrale McCormick (235 MW).

1965
1966
1966
Première émission de billets à court terme d’Hydro–Québec aux États‑Unis.
1967

Création de l’Institut de recherche en électricité d’Hydro–Québec (IREQ).

Mise en service des centrales Jean‑Lesage (Manic‑2, 1 145 MW) et Manic‑1 (184 MW).

1967
1968
Inauguration de la centrale thermique de Tracy, héritage de la Shawinigan Water and Power.
1968
1969

Signature d’un contrat avec la Churchill Falls (Labrador) Corporation [CF(L)Co] ; Hydro–Québec dispose de la quasi‑totalité de la production de la centrale des Churchill Falls (5 428 MW), et ce, jusqu’en 2041.

Mise en service des centrales aux Outardes‑3 (1 026 MW) et aux Outardes‑4 (785 MW).

1969

Premier emprunt sur le marché européen d’un montant de 20 M$ US.

Emprunt de 500 M$ US effectué pour le financement de la centrale des Churchill Falls.

Première émission d’obligations en marks allemands pour un montant de 150 millions.

1970-1995

1971

Coup d’envoi du complexe La Grande à la Baie‑James, le plus imposant des complexes hydroélectriques du monde à l’époque.

Mise en service de la centrale Manic‑5 (1 596 MW).

Les capitaux propres d’Hydro–Québec passent la barre du 1 G$ CA.

1971
1972
1972
Première émission d’obligations en francs suisses d’un montant de 80 millions.
1973
Mise en service de la centrale Rapide‑des‑Îles (176 MW).
1973
1975

Signature de la Convention de la Baie‑James et du Nord québécois, première étape d’un partenariat avec les Cris du Québec.

Mise en service de la centrale de la Première-Chute (131 MW).

1975
Premier emprunt en eurodollars canadiens d’un montant de 50 M$.
1976
Mise en service de la centrale René‑Lévesque (Manic‑3, 1 244 MW).
1976
Placement privé de 1,0 G$ US sur le marché américain, un montant record à l’époque ; Hydro–Québec y a effectué des émissions d’obligations à chaque année de 1963 à 1976.
1977
1977
Emprunt de 20 milliards de yens japonais ; les taux d’intérêt sont alors sensiblement moins élevés que ceux en vigueur au Canada et aux États-Unis.
1978

Mise en service de la centrale aux Outardes‑2 (523 MW).

Création d’Hydro–Québec International (HQI) dont le mandat est d’exploiter le savoir‑faire
d’Hydro–Québec à l’étranger.

Mise en service d’une interconnexion à 765 kV reliant les réseaux
d’Hydro–Québec et de Power Authority of the State of New York (PASNY)  les deux entreprises concluent alors une entente d’assistance mutuelle.

1978
Recours à un nouveau mode de financement avec la signature d’une première facilité de crédit d’un montant de 1 250 M$ US, y compris un crédit‑relais de 750 M$ US.
1981
Mise en service de la
centrale Robert‑Bourassa
(La Grande‑2, 5 616 MW).
1981

Première émission d’obligations en livres sterling d’un montant de 40 millions.

Depuis 1979, Hydro–Québec est le quatrième emprunteur en importance sur le marché public des obligations aux États-Unis.

1983
Mise en service de la centrale nucléaire Gentilly-2 (675 MW), la seule de cette filière dans le parc de production d’Hydro–Québec.
1983
1984
Mise en service de la centrale La Grande‑3 (2 417 MW).
1984
1986
Mise en service de la centrale La Grande‑4 (2 779 MW).
1986
Premier emprunt à perpétuité : 550 M$ à taux variable contracté sur le marché de l’eurodollar.
1987

Inauguration du Laboratoire des technologies (LTE) dont la mission est de soutenir le développement des applications industrielles de l’électricité.

Signature d’un contrat de vente de puissance et d’énergie garanties à long terme avec les Vermont Joint Owners (VJO) qui s’échelonne de 1990 jusqu’en 2020.

1987
1990
Mise en service de la centrale Manic‑5‑PA (1 064 MW).
1990
1991
1991

Le programme d’emprunt atteint son point culminant : 5,9 G$ CA.

Lancement des deux premières émissions mondiales
d’Hydro–Québec d’un montant de 1,1 G$ chacune.

1992
Mise en service de la centrale La Grande‑2‑A (2 106 MW).
1992
1993
Mise en service de la centrale Brisay (469 MW).
1993
Émission de 1,5 G$ US sur le marché américain, un montant record à l’époque.
1994
Mise en service de la centrale Laforge‑1 (878‑MW).
1994
1995
Mise en service de la centrale La Grande‑1 (1 436 MW).
1995

1996 à ce jour

1996

Création de la Régie de l’énergie du Québec, organisme responsable de l’encadrement du transport et de la distribution de l’énergie.

Mise en service de la centrale Laforge‑2 (319 MW), huitième et dernière du complexe La Grande à la Baie‑James.

1996
1997

Ouverture des marchés de gros de l’électricité en Amérique du Nord.

Création d’Hydro–Québec TransÉnergie (HQT) qui assure un service fiable et non-discriminatoire aux intervenants du marché sur le réseau de transport d’électricité.

1997
Émission en francs français convertible en euros, une première pour un émetteur non européen, dont la conversion en euros est explicitement prévue.
2000
Le bénéfice net d’Hydro–Québec franchit le 1 G$ CA.
2000
2001
Deux nouvelles divisions,
Hydro–Québec Production (HQP) et
Hydro–Québec Distribution (HQD) s’ajoutent à HQT créée en 1997.
2001
Émission de 750 M$ US sur le marché mondial.
2002

Création d’Hydro–Québec Équipement (HQÉ).

Signature de la Paix des Braves, une entente entre le gouvernement du Québec et le Grand Conseil des Cris.

2002
De 2002 à 2010, Hydro–Québec a recours essentiellement au marché canadien, qui offre les conditions de financement les plus avantageuses.
2003
Premier appel d’offres d’HQD pour l’approvisionnement de 1 000 MW d’énergie éolienne.
2003
2004

Mise en service des centrales de la Sainte‑Marguerite‑3 (882 MW) et du Rocher‑de‑Grand‑Mère (230 MW).

Le bénéfice net d’Hydro–Québec franchit les 2 G$ CA.

2004
2005

Mise en service de la centrale de la Toulnustouc (526 MW).

Deuxième appel d’offres d’HQD pour l’approvisionnement de 2 000  MW d’énergie éolienne.

2005
2006

Mise en service de la centrale de l’Eastmain‑1 (507 MW).

Cession de la quasi-totalité des actifs à l’étranger.

2006
2007

Début de la construction du projet de l’Eastmain‑1‑A‑Sarcelle‑Rupert (918 MW) à la Baie‑James.

Mise en service de la centrale Mercier (50 MW).

2007
2008

Mise en service de centrale de la Péribonka (405 MW).

Hydro–Québec enregistre un bénéfice net de 3 141 M$ CA ; il s’agit du plus important bénéfice net réalisé par l’entreprise.

2008
2009

Début des travaux du complexe de la Romaine sur la Côte‑Nord.

Troisième appel d’offres d’HQD pour l’approvisionnement de 500 MW d’énergie éolienne.

Mise en service d’une interconnexion de 1 250 MW entre le Québec et l’Ontario.

2009
2010
Signature d’un contrat de puissance de 225 MW avec le Vermont, qui s’échelonne de 2012-2038.
2010
2011
2011
Émission mondiale de 1,0 G$ US après une absence de 10 ans sur le marché des États‑Unis.
2012

Mise en service de la centrale de l’Eastmain‑1‑A (768 MW).

Création d'un gouvernement régional sur le territoire Eeyou Istchee‑Baie‑James dirigé par un conseil paritaire moitié Cri, moitié Jamésien.

Cessation des activités à la centrale de Gentilly-2 (1983-2012; 675 MW), la seule centrale nucléaire en exploitation au Québec.

2012
Émission mondiale 1,0 G$ US.
2013

Mise en service de la centrale de la Sarcelle (150 MW), étape finale du projet de l'Eastmain-1-A–Sarcelle–Rupert (918 MW).

Réhabilitation du premier groupe turbine-alternateur de la centrale Robert-Bourassa, la plus puissante du parc de production. Dans le cadre de ces travaux, huit des seize groupes turbines-alternateurs de la centrale feront l'objet d'une réhabilitation – y compris le remplacement de leur roue de turbine – et des équipements seront remplacés sur les seize groupes. Cela permettra un gain énergétique de plus de 2 %.

2013
Deux émissions d'obligations de 500 M$ chacune échéant en 2050, ce qui porte la valeur nominale de cette série à un sommet historique de 7,0 G$ CA.
2014

Mise en service des deux groupes turbines-alternateurs de la centrale de la Romaine-2 (640 MW).

Résultat net de 3 380 M$, dépassant le cap des 3 G$.

2014
Émission d’une nouvelle série d’obligations (série JQ) d’une valeur de 500 M$ échéant en 2055.
2015

Mise en service des deux groupes turbines-alternateurs de la centrale hydroélectrique de la Romaine-1 (270 MW). L’ensemble de l’aménagement a été achevé avec huit mois d’avance sur le calendrier.

Bénéfice net de 3 147 M$, dépassant le cap des 3 G$ pour une deuxième année de suite.

2015
Aucune activité de financement public en 2015 : la dépréciation du dollar canadien a conduit à des encaissements nets de 1,8 G$ en vertu d’ententes d’atténuation du risque de crédit.
2016

Lancement du Plan stratégique 2016-2020 d’Hydro-Québec, qui place les clients au coeur des priorités et ouvre de nouvelles avenues de croissance à l’entreprise, entre autres des acquisitions ou des prises de participation hors Québec.

Exportations nettes d’électricité de 32,6 TWh, un sommet historique, contribuant à hauteur de 803 M$ au bénéfice net.

2016
Émission de 1,0 G$ de billets à moyen terme à taux fixe à un coût de 1,1 % ainsi que de billets à taux variable totalisant 1,0 G$. Ces deux séries arriveront à échéance en 2019.

* Les emprunts majeurs décrits dans cette section ne représentent pas la totalité des emprunts réalisés par
Hydro-Québec.

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