Investir, pour financer un avenir plus propre
Présence reconnue sur les marchés des capitaux
- Important emprunteur sur les marchés majeurs de titres à revenus fixes.
- Souches liquides avec des séries échéant notamment en 2050, 2055, 2060 et 2063.
- Joueur actif dans le marché du papier commercial.
- Fonds recueillis financent le développement d’Hydro‑Québec et assurent la pérennité des actifs.
Crédit de qualité, garanti par le gouvernement du Québec
Au 31 décembre 2023, la dette à long terme d’Hydro‑Québec s’élève à 55,2 G$, y compris la tranche de la dette échéant à moins d’un an et la dette à perpétuité.
De ce montant, 52,5 G$ représentent des obligations et des billets à moyens termes garantis inconditionnellement par le gouvernement du Québec. Après la prise en compte des emprunts court terme et du fonds d’amortissement, le solde garanti est de 51,7 G$. Le papier commercial et les facilités de crédit sont également garantis par le gouvernement du Québec. Ces titres portent les mêmes notations de crédit que celles du gouvernement du Québec.
Des dettes autres que des obligations et des billets à moyen terme, qui totalisent un montant actualisé de 2 821 M$, ne sont pas garanties par le gouvernement du Québec.
La dette d’Hydro‑Québec garantie par le gouvernement exclut les filiales et les coentreprises.
| Agences de notation | Dette à long terme | Papier commercial | Perspective |
|---|---|---|---|
| Moody’s | Aa2 | P-1 | Stable |
| S&P Global Ratings | AA- | A-1+ | s.o.* |
| Fitch Ratings | AA- | F1+ | Stable |
| DBRS Morningstar | AA (bas) | R-1 (moyen) | Stable |
*S&P Global Ratings n’assortit pas d’une perspective la notation de crédit d’Hydro-Québec.
Développement durable
Hydro‑Québec a une vision du développement durable qui dépasse de loin la seule question de l’environnement. L’entreprise cherche à faire participer les parties prenantes à ses décisions. Elle vise également à contribuer à la vitalité de l’économie du Québec.
Consulter le Rapport sur le développement durable
Consulter le Plan d’adaptation aux changements climatiques
L’approche d’Hydro‑Québec
- Fournir une énergie propre et renouvelable pour contribuer à assurer la qualité de vie des personnes.
- Répondre de façon durable aux besoins en électricité de la population.
- Utiliser judicieusement les ressources et assurer la qualité de l’environnement pour les générations à venir.
Historique de financement
Dès sa fondation en 1944, Hydro‑Québec développe 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.
Au début des années 1970, au moment où s’amorcent les travaux à la Baie‑James, le nom d’Hydro‑Québec est bien établi dans les marchés financiers dominants.
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$.
Faits saillants2
1996 - à ce jour
2023
Dans un contexte de faible hydraulicité et dans une perspective de gestion optimale des ressources, Hydro‑Québec a réduit ses exportations sur les marchés externes, atteignant 23,0 TWh et contribuant à hauteur de 2 365 M$ aux revenus.
La contribution d’Hydro‑Québec aux revenus du gouvernement du Québec atteint 4,7 G$.
L’entreprise a réalisé sept émissions à taux fixe sur le marché canadien des capitaux : trois émissions de billets à moyen terme échéant en 2029 pour un montant de 1,8 G$, à un coût moyen de 3,87 %, et quatre émissions d’obligations échéant en 2063 pour un montant de 1,9 G$, à un coût moyen de 4,27 %. Ces émissions ont permis de réunir 3,7 G$.
2022
Les exportations ont dépassé 35 TWh pour une deuxième année consécutive, contribuant à hauteur de 2 912 M$ aux revenus.
Pour la première fois, la contribution d’Hydro‑Québec aux revenus du gouvernement du Québec atteint 6 G$.
L’entreprise a réalisé plusieurs émissions à taux fixe sur le marché canadien des capitaux : des billets à moyen terme échéant en 2028 pour un montant de 2,3 G$, à un coût moyen de 3,15 %, et des obligations échéant en 2060 et en 2063 pour un montant de 2,7 G$, à un coût moyen de 3,95 %. Ces émissions ont permis de réunir 5,0 G$.
2021
Les exportations nettes ont atteint 35,6 TWh contribuant à hauteur de 865 M$ au bénéfice net.
L’entreprise a réalisé huit émissions d’obligations à taux fixe sur le marché canadien des capitaux, à un coût moyen de 2,72%. Les obligations arriveront à échéance en 2060. Ces émissions ont permis de réunir 3,4 G$.
2020
Malgré la crise sanitaire, les exportations nettes ont franchi le cap des 30 TWh pour une cinquième année de suite, atteignant 31,3 TWh et contribuant à hauteur de 537 M$ au bénéfice net.
Émission d'une nouvelle série d’obligations (Série JR) d’une valeur de 500 M$ échéant en 2060.
2019
Les exportations nettes d’électricité ont atteint 33,7 TWh, contribuant à hauteur de 631 M$ au bénéfice net.
Pour une septième année d’affilée, la contribution d’Hydro-Québec aux revenus du gouvernement du Québec dépasse les 4 G$.
L’entreprise a réalisé cinq émissions d’obligations à taux fixe sur le marché canadien des capitaux, à un coût moyen de 2,58 %. Les obligations arriveront à échéance en 2055. Ces émissions ont permis de réunir 3,3 G$.
2018
Les exportations nettes d’électricité ont atteint 36,1 TWh, contribuant à hauteur de 744 M$ au bénéfice net.
Pour une sixième année d’affilée, la contribution d’Hydro‑Québec aux revenus du gouvernement du Québec dépasse les 4 G$.
L’entreprise a réalisé trois émissions d’obligations sur le marché canadien des capitaux, à un coût moyen de 3,06 %. Les obligations arriveront à échéance en 2055. Ces émissions ont permis de réunir 1,8 G$.
2017
Les exportations nettes d’électricité ont atteint un volume historique de 34,4 TWh, contribuant à hauteur de 780 M$ au bénéfice net.
Au complexe hydroélectrique de la Romaine, Hydro‐Québec a mis en service les deux groupes turbines‐alternateurs de la centrale de la Romaine‐3 (395 MW).
L’entreprise a réalisé deux émissions d’obligations sur le marché canadien des capitaux, à un coût moyen de 3,20 %. Les obligations arriveront à échéance en 2055. Ces émissions ont permis de réunir 1,2 G$.
2016
Lancement du Plan stratégique 2016‑2020 d’Hydro‑Québec, qui place les clients au coeur des priorités et ouvre de nouvelles avenues de croissance à l’entreprise, entre autres des acquisitions ou des prises de participation hors Québec.
Exportations nettes d’électricité de 32,6 TWh, un sommet historique, contribuant à hauteur de 803 M$ au bénéfice net.
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$. Ces deux séries arriveront à échéance en 2019.
2015
Mise en service des deux groupes turbines‑alternateurs de la centrale hydroélectrique de la Romaine‑1 (270 MW). L’ensemble de l’aménagement a été achevé avec huit mois d’avance sur le calendrier.
Bénéfice net de 3 147 M$, dépassant le cap des 3 G$ pour une deuxième année de suite.
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.
2014
Mise en service des deux groupes turbines‑alternateurs de la centrale de la Romaine‑2 (640 MW).
Résultat net de 3 380 M$, dépassant le cap des 3 G$.
Émission d’une nouvelle série d’obligations (série JQ) d’une valeur de 500 M$ échéant en 2055.
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 %.
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.
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.
Émission mondiale 1,0 G$ US.
2011
Émission mondiale de 1,0 G$ US après une absence de 10 ans sur le marché des États‑Unis.
2010
Signature d’un contrat de puissance de 225 MW avec le Vermont, qui s’échelonne de 2012‑2038.
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.
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.
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).
2006
Mise en service de la centrale de l’Eastmain‑1 (507 MW).
Cession de la quasi‑totalité des actifs à l’étranger.
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.
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.
2003
Premier appel d’offres d’HQD pour l’approvisionnement de 1 000 MW d’énergie éolienne.
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.
De 2002 à 2010, Hydro‑Québec a recours essentiellement au marché canadien, qui offre les conditions de financement les plus avantageuses.
2001
Deux nouvelles divisions, Hydro‑Québec Production (HQP) et Hydro‑Québec Distribution (HQD) s’ajoutent à HQT créée en 1997.
Émission de 750 M$ US sur le marché mondial.
2000
Le bénéfice net d’Hydro‑Québec franchit le 1 G$ CA.
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.
Émission en francs français convertible en euros, une première pour un émetteur non européen, dont la conversion en euros est explicitement prévue.
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.
1970 - 1995
1995
Mise en service de la centrale La Grande‑1 (1 436 MW).
1994
Mise en service de la centrale Laforge‑1 (878 MW).
1993
Mise en service de la centrale Brisay (469 MW).
Émission de 1,5 G$ US sur le marché américain, un montant record à l’époque.
1992
Mise en service de la centrale La Grande‑2‑A (2 106 MW).
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.
1990
Mise en service de la centrale Manic‑5‑PA (1 064 MW).
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.
1986
Mise en service de la centrale La Grande‑4 (2 779 MW).
Premier emprunt à perpétuité : 550 M$ à taux variable contracté sur le marché de l’eurodollar.
1984
Mise en service de la centrale La Grande‑3 (2 417 MW).
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.
1981
Mise en service de la centrale Robert‑Bourassa (La Grande‑2, 5 616 MW).
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.
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.
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.
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.
1976
Mise en service de la centrale René‑Lévesque (Manic‑3, 1 244 MW).
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.
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).
Premier emprunt en eurodollars canadiens d’un montant de 50 M$.
1973
Mise en service de la centrale Rapide‑des‑Îles (176 MW).
1972
Première émission d’obligations en francs suisses d’un montant de 80 millions.
1971
Coup d’envoi du complexe La Grande à la Baie‑James, le plus imposant des complexes hydroélectriques du monde à l’époque.
Mise en service de la centrale Manic‑5 (1 596 MW).
Les capitaux propres d’Hydro–Québec passent la barre du 1 G$ CA.
1944 - 1969
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).
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.
1968
Inauguration de la centrale thermique de Tracy, héritage de la Shawinigan Water and Power.
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).
1966
Première émission de billets à court terme d’Hydro–Québec aux États‑Unis.
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).
1964
Mise en service de la centrale Carillon (753 MW).
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.
Émission d’obligations de 300 M$ US sur le marché américain dont le produit sert à rembourser les actionnaires des entreprises acquises.
1961
Mise en service de la centrale de Beauharnois (1 906 MW), construite en trois phases à partir de 1929.
1960
Mise en service de la centrale Bersimis‑2 (869 MW).
1959
Mise en service de la centrale Bersimis‑1 (1 178 MW).
Mise en service de la centrale Beaumont (270 MW).
1956
Mise en service de la centrale de Paugan (213 MW).
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).
1953
Premier emprunt obligataire d’Hydro‑Québec aux États-Unis, pour un montant de 50 M$ US.
1949
Mise en service de la centrale Shawinigan‑3 (194 MW).
1947
Mise en service de la centrale des Rapides‑Farmer (104 MW).
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.
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).
- Au 31 décembre 2023.
- Les emprunts majeurs décrits dans cette section ne représentent pas la totalité des emprunts réalisés par Hydro‑Québec.
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