Premières années

À l'automne 1943, le gouvernement Godbout annonce qu'il déposera un projet de loi afin de prendre le contrôle de la MLH&P, qui exerce un monopole dans la grande région de Montréal^[10]. Le 14 avril 1944, l'Assemblée législative du Québec adopte une loi créant une entreprise commerciale de propriété publique, la Commission hydroélectrique de Québec, abrégée en Hydro-Québec^[11]. L'article 22 de la loi confie à la nouvelle société le mandat de « fournir l'énergie [...] aux taux les plus bas compatibles avec une saine administration financière »^[12], de restaurer le réseau électrique, vétuste, et de développer l'électrification des régions rurales, non desservies par les entreprises existantes^[13].

La prise de contrôle de la MLH&P survient dès le lendemain, le 15 avril 1944 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 accroître rapidement la production de l'entreprise si elle veut subvenir à l'augmentation rapide de la demande. Dès 1948, Hydro-Québec met en chantier la deuxième phase de la centrale de Beauharnois, qui sera complétée en 1953^[14]. Une fois ce projet terminé, la société entreprend la construction de deux centrales sur la rivière Betsiamites sur la Côte-Nord, à 700 km de Montréal. Les centrales Bersimis-1 et Bersimis-2 sont construites entre 1953 et 1959. Elles constituent un banc d'essai technique et offrent un avant-goût du développement des prochaines décennies dans le Nord du Québec^[16],[17].

Révolution tranquille

La centrale de la Trenche a été acquise de la Shawinigan Water and Power Company. D'une puissance de 302 mégawatts, sa construction a été terminée en 1950.

Buste de René Lévesque devant le siège 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 après 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 12 février 1962, Lévesque donne le coup d'envoi à sa campagne pour la nationalisation. Dans un discours prononcé devant les représentants de l'industrie, il dénonce la situation actuelle, « un tel fouillis, invraisemblable et coûteux ». Il ajoute que la réforme contribuera à « un aménagement rationnel de notre économie »^[18]. Le ministre fait ensuite le tour du Québec pour rassurer le public et réfuter les arguments de la Shawinigan Water & Power, le principal opposant au projet^[19]. Les 4 et 5 septembre 1962, il parvient à convaincre ses collègues du gouvernement libéral d'appuyer la nationalisation pendant une réunion secrète du conseil des ministres, au camp de pêche du lac à l'Épaule. La question sera l'enjeu d'une élection générale anticipée. Le thème choisi est « Maîtres chez nous »^[20].

Le gouvernement Lesage est réélu en novembre 1962 et René Lévesque va de l'avant : Hydro-Québec lance une offre publique d'achat et achète toutes les actions des 11 compagnies privées pour la somme de 604 millions de dollars. Presque toutes les coopératives électriques et une partie des réseaux municipaux acceptent aussi l'offre d'achat et sont fusionnés. Hydro-Québec devient ainsi le plus grand fournisseur d'électricité québécois le 1^er mai 1963^[21].

Pour financer les acquisitions, Hydro-Québec émet des obligations d'une valeur totale de 300 millions de dollars sur les marchés américains et ne reçoit aucun apport de capital du gouvernement. Compte tenu du montant de la transaction, qui constituait à l'époque la plus grosse opération financière réalisée par des étrangers sur la place de New York, l'emprunt est effectué en 15 émissions de 20 millions de dollars chacune. Les emprunts ont été complètement remboursés à leur terme, en 1984^[22].

Manic-Outardes

La centrale Jean-Lesage, anciennement Manic-2, construite entre 1961 et 1965.

Hélicoptère de surveillance des lignes à haute tension (Hiver 1978).

Depuis 1959, la construction du projet Manic-Outardes bat son plein dans l'arrière-pays de Baie-Comeau. Des milliers d'ouvriers sont à l'œuvre afin de construire les sept centrales du complexe, dont le colossal barrage Daniel-Johnson est l'emblème. Large de 1 314 mètres, l'ouvrage en voûte et contreforts est le plus imposant au monde. Le barrage a été nommé en l'honneur du premier ministre, qui est mort sur les lieux le 26 septembre 1968, quelques heures avant la cérémonie de parachèvement du barrage^[25].

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

Les coûts des infrastructures de transport de l'électricité produite par ces nouveaux barrages, situés à des centaines de kilomètres des grands centres urbains, posent un problème qui divise les ingénieurs d'Hydro-Québec. L'ingénieur Jean-Jacques Archambault propose de construire des lignes à 735 kilovolts (kV), une tension beaucoup plus élevée que celles qui sont généralement utilisées à cette époque. Archambault persiste et convainc ses collègues. Son projet inédit monopolise les efforts d'Hydro-Québec et de quelques-uns des plus grands fournisseurs internationaux de matériel à haute tension et la première ligne du réseau à 735 kV a été mise en service le 29 novembre 1965^[27],[28].

À cette époque, plusieurs considèrent qu'Hydro-Québec constitue un « État dans l'État », la société représentant à elle seule 6 % du PIB et 20 % de tous les investissements sur l'ensemble du Québec^[29].

Chutes Churchill

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]. Après des années de négociations, les parties concluent une entente définitive le 12 mai 1969.

En vertu de l'entente^[31], Hydro-Québec achète la quasi-totalité de l'électricité produite pendant 65 ans à un quart de cent le kilowattheure (kWh) — le taux exact a été fixé à 0,254 25 cent le kilowattheure jusqu'en 2016 et 0,20 cent pour les dernières 25 années du contrat^[32]. En échange, elle partage les risques d'intérêts et rachète une partie de la dette du projet pour une participation accrue à 34,2 % dans le capital de la société propriétaire de l'ouvrage, la Churchill Falls (Labrador) Corporation Limited^{[RA 5]} [CF(L)Co]. La centrale de Churchill Falls, d'une puissance installée de 5 428 mégawatts, effectue ses premières livraisons à Hydro-Québec le 6 décembre 1971^[33] et la mise en service des 11 turbines sera complétée en 1974.

À Terre-Neuve, le gouvernement change en 1972 et le libéral Joey Smallwood est remplacé par le conservateur Frank Moores. Le nouveau gouvernement est scandalisé par les prix prévus au contrat, d'autant plus que les prix de l'énergie montent en flèche durant cette période, marquée par le premier choc pétrolier. Sous la menace d'une loi d'expropriation de Brinco, le gouvernement de Terre-Neuve rachète la participation du promoteur dans CF(L)Co. en juin 1974, pour la somme de 160 millions de dollars. Ce faisant, la province récupérait la concession hydraulique du cours inférieur du fleuve Churchill^[34].

Le nouvel actionnaire majoritaire insiste ensuite pour renégocier le contrat de vente d'électricité avec Hydro-Québec. S'amorce alors une bataille judiciaire qui se terminera à deux reprises devant la Cour suprême du Canada. La cour tranche en faveur d'Hydro-Québec les deux fois, en 1984 et en 1988^[35],[36]. En 2014, la Cour supérieure du Québec a débouté un autre recours intenté par CF(L)Co., qui demandait de revoir le prix de l'énergie vendue en vertu du contrat. Le jugement affirme qu'Hydro-Québec n'a aucune obligation de rouvrir le contrat puisque le bas prix payé pour l'électricité est le principal avantage obtenu par Hydro-Québec en échange des risques que l'entreprise a accepté de prendre en finançant une part importante du projet. Le gouvernement terre-neuvien a annoncé son intention de porter la cause en appel^[37],[38].

La Baie James

L'évacuateur de crues de la centrale Robert-Bourassa est capable d'absorber un débit deux fois supérieur à celui du fleuve Saint-Laurent^[39]. La centrale, d'une puissance installée de 5 616 mégawatts, a été inaugurée en 1979. Elle est au cœur du réseau de huit centrales hydroélectriques connu sous le nom de projet de la Baie-James.

Un an après son élection en 1970, le nouveau premier ministre Robert Bourassa lance « le projet du siècle » afin de tenter de réaliser sa promesse de 100 000 nouveaux emplois. Le 30 avril 1971, il annonce, devant des membres du Parti libéral du Québec, qu'Hydro-Québec construira un complexe hydroélectrique de 10 000 mégawatts dans la Jamésie, région de la baie James. Après avoir évalué les options disponibles, le gouvernement et Hydro-Québec optent l'année suivante pour la construction de trois centrales sur la Grande Rivière : LG-2, LG-3 et LG-4.

En plus des difficultés techniques et logistiques que posent un projet de cette envergure dans une région pratiquement vierge et éloignée, le président de la Société d'énergie de la Baie James, Robert A. Boyd, doit faire face à l'opposition des 5 000 résidents cris du territoire, qui craignent les conséquences qu'aura le projet sur leur mode de vie traditionnel. En novembre 1973, les Cris obtiennent une injonction qui arrête temporairement les travaux. L'opposition des autochtones forcera le gouvernement Bourassa à négocier un compromis avec les résidents^[40].

Le recours judiciaire du Grand Conseil des Cris force le gouvernement du Québec à négocier une solution. Le 11 novembre 1975, les parties signent la Convention de la Baie-James et du Nord québécois. La convention accorde aux Cris et aux Inuit une compensation financière, un territoire défini, la gestion des services de santé et d'éducation en échange d'une reconnaissance territoriale réciproque et de l'arrêt des poursuites^[41].

À la pointe des travaux, entre 1977 et 1981, entre 14 000 travailleurs et 18 000 travailleurs œuvrent sur les chantiers de la baie James^[42]. Inaugurée le 27 octobre 1979, la centrale souterraine LG-2, d'une puissance initiale de 5 328 mégawatts, est la plus puissante de son genre au monde. La centrale, le barrage et le réservoir seront renommés en l'honneur de Robert Bourassa quelques jours après sa mort, en 1996^[43]. La construction de la première phase du projet est complétée par la mise en service de LG-3 en juin 1982 et de LG-4 en mai 1984^[44]. Une seconde phase du projet, comprenant l'aménagement de cinq centrales supplémentaires — les centrales LG-1 (1 436 mégawatts), LG-2A (2 106 mégawatts), Laforge-1 (878 mégawatts), Laforge-2 (319 mégawatts) et Brisay (469 mégawatts) —, sera réalisée entre 1987 et 1996^[45].

Traversée sous-fluviale

Un pylône haubané en V, caractéristique des lignes à 735 kV du réseau de la Baie James.

Après 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 deuxième choc pétrolier et la sévère 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'électricité de la Baie-James vers la Nouvelle-Angleterre, Hydro-Québec se propose de construire une ligne de transport d'électricité à courant continu de 450 kV, le Réseau multiterminal à courant continu. La ligne, d'une capacité de 2 000 mégawatts et longue de 1 480 km^[47], doit relier les centrales de la Baie-James, à la région de Boston au Massachusetts. La construction de la ligne se déroule généralement sans incident, sauf à l'endroit où les câbles à haute tension doivent traverser le fleuve Saint-Laurent, entre Grondines et Lotbinière^[48].

En raison de l'opposition organisée des citoyens des deux rives, dont la tisserande réputée Micheline Beauchemin, Hydro-Québec doit construire un tunnel de 4 km sous le fleuve, au coût de 144 millions de dollars^[49]. Cette ligne sous-fluviale a nécessité deux ans et demi de travail. Elle a été mise en service le 1^er novembre 1992^[50],[51].

Grande-Baleine

Les Cris du Nord du Québec se sont farouchement opposés au projet Grande-Baleine.

Hydro-Québec et gouvernement Bourassa auront toutefois beaucoup plus de difficultés dans le Nord du Québec. Annoncé en 1986, le projet Grande-Baleine prévoit la construction de trois centrales hydroélectriques sur la Grande rivière de la Baleine. Ce projet de 12,6 milliards de dollars aurait eu une puissance installée de 3 160 mégawatts et devait produire 16,3 térawattheures d’énergie annuellement à sa mise en service, en 1998-1999^[52].

Le projet suscite immédiatement la controverse. Comme en 1973, les Cris du Nord du Québec s'opposent au projet. Ils intentent des recours judiciaires contre Hydro-Québec, au Québec, au Canada et dans plusieurs États américains, afin d'arrêter la construction ou de stopper les exportations d'électricité québécoise vers les États-Unis^[53],[54]. Les Cris obtiennent du gouvernement fédéral qu'il mène des processus d'évaluation environnementaux distincts, afin d'étudier la construction du complexe. Les dirigeants cris s'allient aussi à des groupes écologistes américains et lancent une campagne de relations publiques attaquant le projet Grande-Baleine, Hydro-Québec et le Québec en général. La campagne menée tambour battant aux États-Unis et en Europe quelques mois après l'échec de l'Accord du lac Meech et la crise d'Oka, exaspère les groupes écologistes québécois qui se sont dissociés de la campagne des cris^[55],[56].

La campagne connaît cependant du succès dans l'État de New York et force la New York Power Authority à annuler un contrat de 5 milliards de dollars américains, signé avec Hydro-Québec en 1990^[57]. Deux mois après son élection, en 1994, le nouveau premier ministre Jacques Parizeau annonce la suspension du projet de Grande-Baleine, affirmant qu'il n'était pas nécessaire pour répondre aux besoins énergétiques du Québec^[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 18 avril 1988 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 Côte-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 13 mars 1989 à 2 h 44, une importante éruption solaire entraîne 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

Le verglas massif de janvier 1998 a affecté plus de 1,4 million d'abonnés d'Hydro-Québec. Certains clients de la Montérégie ont été privés d'électricité pendant cinq semaines.

En janvier 1998, cinq jours consécutifs de pluie verglaçante dans le sud du Québec provoquent la plus grave panne de courant de l'histoire d'Hydro-Québec. Le poids de la glace accumulé sur les lignes de transport et de distribution cause l'écroulement de 600 km de lignes de transport et de 3 000 km de lignes de distribution dans le sud du Québec et plonge 1,4 million d'abonnés dans le noir pour des périodes variant de quelques heures à près de quatre semaines^[65].

Une partie de la Montérégie, surnommée le « triangle noir » par les médias et la population, est particulièrement affectée par la crise du verglas, en raison d'accumulations de glace dépassant les 100 mm^[66]. Les abonnés de l'île de Montréal et de l'Outaouais souffrent aussi de l'interruption de service qui prend une importance particulière puisque la majorité des ménages québécois se chauffent à l'électricité. Immédiatement, Hydro-Québec mobilise plus de 10 000 travailleurs pour rebâtir le réseau^[67]. Au plus fort de la crise, le 9 janvier 1998, l'île de Montréal n'est plus alimentée que par une seule ligne à haute tension. Le gouvernement prend la décision de couper temporairement l'électricité au centre-ville de Montréal afin de maintenir l'approvisionnement en eau potable de la métropole^[67].

Le service sera finalement rétabli pour l'ensemble des clients le 7 février 1998, ce qui inspirera cette comparaison au rédacteur en chef du magazine L'actualité, Jean Paré, dans son éditorial du 1^er mars 1998 : « 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 tempête a entraîné des coûts directs de 725 millions de dollars pour Hydro-Québec au cours de l'année 1998^[69] et plus d'un milliard de dollars ont été investis au cours des 10 années suivantes afin de renforcer le réseau contre des événements similaires^[70]. Toutefois, une partie des travaux de l'opération de « bouclage » du réseau à 735 kV dans la région métropolitaine de Montréal, autorisée sans évaluation environnementale préalable pendant la crise, s'est rapidement heurtée à l'opposition des citoyens du Val-Saint-François, en Estrie, qui obtiennent l'annulation des décrets autorisant la construction^[71]. Après 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 autorisée en juillet 2002 et mise en service l'année suivante^[73].

Parachèvement du parc hydroélectrique

Hydro-Québec profite des deux premières décennies du XXI^e siècle pour parachever l'aménagement des ressources hydroélectriques du territoire. Entre 2003 et 2017, Hydro-Québec aura mis en service 13 nouvelles centrales hydroélectriques d'une puissance installée totale de 4 919 MW^[80]. Cette nouvelle phase d'expansion de l'entreprise prend véritablement son envol avec un changement de cap significatif dans la relation entre le autorités publiques québécoises et la nation Crie de la Baie-James.

Le 7 février 2002, le premier ministre du Québec, Bernard Landry, et le chef du Grand Conseil des Cris, Ted Moses, signent à Waskaganish une entente «de nation à nation»^[81] qui permet la construction de nouveaux aménagements hydroélectriques dans le Nord-ouest québécois. La « Paix des Braves »^[82] précise les dispositions de la Convention de la Baie-James et du Nord québécois et accorde une plus grande autonomie aux autorités cries dans l'administration du territoire, prévoit le versement d'une compensation de 4,5 milliards de dollars sur 50 ans à la nation crie, des régimes particuliers en matière de gestion de la faune et de la forêt, en plus de garantir que les entreprises et travailleurs cris pourront obtenir une partie des retombées économiques des projets à venir^[83].

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

Le règlement global du contentieux entre la Nation crie et le Québec entraîne la signature des conventions Nadoshtin et Boumhounan par Hydro-Québec et sa filiale Société d'énergie de la Baie-James. L'accord des Cris permet le début rapide d'une troisième phase de travaux dans le cadre du projet de la Baie-James. Le chantier de la centrale Eastmain-1 — autorisée par le gouvernement dès mars 1993^[84] — débute dès le printemps 2002 avec l'aménagement 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 rivière, le projet a nécessité l'érection d'un barrage de 890 m de longueur sur 70 m de hauteur, de 33 digues et d'un évacuateur de crues. Les trois groupes turbines-alternateurs de centrale Eastmain-1 ont été mis en service au printemps 2007. La centrale de 480 mégawatts produit annuellement 2,7 térawattheures^[85]. Cette mise en service a été immédiatement suivie de la construction de la centrale Eastmain-1-A (768 mégawatts), située immédiatement à côté de l'autre^[86], la dérivation partielle de la rivière Rupert vers le réservoir Robert-Bourassa, et la centrale de la Sarcelle (150 mégawatts)^[87]. Ce projet, dont les mises en service se sont étalées entre 2011 et 2013^[88],[89] a mobilisé 3 700 travailleurs et réalisé pour un coût total de 4,7 milliards de dollars, soit moins que le budget prévu de 5,0 milliards^[89].

Durant la même période, Hydro-Québec poursuit la construction d'autres projets de plus petite envergure aux quatre coins du Québec: Rocher-de-Grand-Mère en 2004 (230 mégawatts), Toulnustouc en 2005 (526 mégawatts) ; Péribonka (385 mégawatts)^[90] et Mercier en 2008 (50,5 mégawatts) ; Rapides-des-Cœurs (76 mégawatts) et Chute-Allard (62 mégawatts) 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 société d'État entreprend le harnachement de la rivière Romaine, qui coule sur la Côte-Nord, des confins du Labrador vers le golfe du Saint-Laurent à la hauteur de Havre-Saint-Pierre. Le Projet de la Romaine, dont la construction doit durer jusqu'en 2021 au coût de 6,5 milliards $ pour les centrales et de 1,3 milliard $ pour leur raccordement au réseau de transport à haute tension^[92], comprend quatre centrales à réservoir d'une capacité totale de 1 550 mégawatts qui fourniront annuellement 8 térawattheures d'énergie électrique. Les trois premières centrales du complexe, Romaine-2 (2014 – 640 mégawatts), Romaine-1 (2015 – 270 mégawatts), Romaine-3 (2015 – 395 mégawatts)^[93] ont été mises en service dans les délais et aux coûts prévus initialement.

Toutefois, le chantier du dernier ouvrage, Romaine-4 (mise en service prévue en 2022 – 245 mégawatts), donne du fil à retordre aux 800 travailleurs mobilisés sur le chantier, en raison de la nature instable du roc^[92],[94]. Après la mort, en 2017, d'un quatrième ouvrier depuis le début du chantier, Hydro-Québec annonce une nouvelle politique de santé-sécurité, qui connaît quelques ratés au cours de sa mise en œuvre^[95]. La construction de la dernière centrale du complexe est également ralentie par la pandémie de Covid-19, qui impose la mise en œuvre de mesures de prévention qui peuvent aller jusqu'à l'arrêt des travaux pour plusieurs semaines en cas d'éclosion sur le chantier^[96],[97].

Plafonnement de la demande et surplus

Parallèlement aux chantiers de la société d'État, le gouvernement Charest multiplie les décrets ordonnant à Hydro-Québec Distribution d'acheter d'importants volumes d'énergie renouvelable pour approvisionner le marché québécois dans le cadre de sa stratégie énergétique 2006-2015^[98]. Après un appel d'offres éolien de 1 000 MW en 2003, Hydro-Québec procède à des appels d'offres en 2005 (éolien – 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 éoliens en milieu autochtone. En tout et partout, le Vérificateur général du Québec a recensé 69 contrats d'approvisionnement de long terme^[99].

Toutefois, la croissance des ventes enregistrée sans interruption depuis décennies subit les contrecoups de la crise financière de 2007-2008. Vers la fin de juillet 2009, Hydro-Québec indique à la Régie de l'énergie qu'elle devra désormais gérer des surplus d'énergie d'une valeur marchande estimée à un milliard de dollars en 2010. Ces surplus sont imputés à la baisse des ventes aux industriels des secteurs des pâtes et papiers et de l'aluminium, mais aussi aux appels d'offres d'énergie renouvelable décrétés par le gouvernement. La société d'État négocie une entente avec TransCanada Energy afin de suspendre la production de la centrale au gaz naturel de 507 mégawatts à Bécancour, permettant de réduire les surplus de 4,3 térawattheures par année^[100]. Le coût de l'entente de suspension a été estimé par le Vérificateur général à 134 millions $ annuellement pour les années 2009 à 2013 et de 120 millions $ de 2014 à 2016^[99].

L'entreprise envisage également la possibilité d'étendre ses activités hors des frontières du Québec. Le 29 octobre 2009, les premiers ministres du Nouveau-Brunswick, Shawn Graham, et du Québec, Jean Charest, signent un protocole d'entente prévoyant la vente de la plupart des actifs d'Énergie NB à une filiale d'Hydro-Québec contre la somme de 4,75 milliards de dollars^[101]. L'entente prévoyait en outre une réduction moyenne de 30 % des tarifs industriels ainsi qu'un gel des tarifs de cinq ans pour les clients résidentiels et commerciaux du Nouveau-Brunswick^[102]. La transaction proposée est accueillie avec enthousiasme par les éditorialistes et les milieux d'affaires, mais rejetée massivement par la population du Nouveau-Brunswick^[103]. Elle est finalement abandonnée six mois plus tard. Hydro-Québec évoque des problèmes découverts lors d'une « vérification diligente » des actifs^[104]. Cette interprétation est toutefois contestée par les analystes, qui pointent du doigt les problèmes politiques du gouvernement néo-brunswickois^{[105],[106],[107]}.

La présence d'importants surplus et la nécessité de trouver des débouchés incitent Hydro-Québec à renforcer ses attributs environnementaux. L'entreprise annonce la fermeture définitive et le démantèlement de la centrale de Tracy (660 mégawatts), qui cesse ses opérations en 2011, ainsi que deux de ses trois centrales thermiques d'urgence, La Citière (308 mégawatts) et Cadillac (162 mégawatts) en 2012 et 2014. La réfection de l'unique réacteur de la centrale nucléaire de Gentilly-2 (675 mégawatts) est annulée en 2012, après avoir été annoncée quatre ans plus tôt. La fermeture de ces quatre centrales et la perte de 1 805 mégawatts de puissance sont compensées par la mise en service des projets hydroélectriques et éoliens en construction.

Thierry Vandal quitte la direction de l'entreprise en 2015 avec un bilan mitigé. Reconnu pour ses qualités de gestionnaire, il a solidifié la performance financière de l'entreprise, en faisant passer le dividende annuel versé par Hydro-Québec au gouvernement de 1,35 milliard à 2,535 milliards. On reproche toutefois à l'entreprise de manquer de vision en matière d'efficacité énergétique et une perception de manque de transparence^[108], générant la méfiance d'une partie de la population^[109].

Batterie du Nord-Est

Contrairement à ses deux prédécesseurs, le successeur de M. Vandal est recruté à l'extérieur du secteur énergétique. Recruté alors qu'il était vice-président aux avions d'affaires de Bombardier Aéronautique, Éric Martel annonce un virage en promettant une plus grande transparence et des augmentations de tarifs « raisonnables» dès le jour de sa nomination^[110]. Les engagements du nouveau PDG se reflètent dans le nouveau plan stratégique 2016-2020, qui fixe quatre nouveaux objectifs à Hydro-Québec : doubler les revenus en 15 ans, améliorer le service à la clientèle contribuer au développement économique et à la transition énergétique du Québec tout en limitant les hausses tarifaires à un niveau inférieur ou égal à l’inflation^[111].

Martel poursuit la politique d'expansion des exportations d'électricité vers les marchés voisins, en présentant le système de production de l'entreprise comme la «batterie du nord-est». En 2016, Hydro-Québec 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'énergie. Hydro-Québec est associée à deux distributeurs d'électricité américains pour construire les lignes de transport à courant continu pour acheminer l'hydroélectricité québécoise au marché de la Nouvelle-Angleterre. Le premier des deux projets, la ligne Northern Pass essuie un refus de la commission des services publics de l'état du New Hampshire et doit être abandonné en 2019. Le second projet, le New England Clean Energy Connect est d'abord approuvé par les autorités fédérales américaines et par celles de l'État du Maine et la construction de la ligne débute en février 2021. La construction de la ligne est interrompue en novembre 2021 à la suite d'un référendum.

À la veille du renouvellement de son mandat de 5 ans, le président d'Hydro-Québec surprend le gouvernement en acceptant de retourner chez Bombardier, à titre de nouveau PDG. Comme son prédécesseur, M. Martel affiche un bilan mitigé à la tête de la société d'État. D'une part, il a amélioré la satisfaction de l'entreprise auprès de la clientèle, qui est passée de 82% en 2015 à 93% trois ans plus tard. Par contre, la diversification des revenus et les prises de participation à l'étranger ne se sont pas matérialisées^[112].

Contributions aux revenus du gouvernement

Bien qu'elle soit exemptée de payer l'impôt sur les sociétés en vertu de sa loi constitutive^[125], Hydro-Québec verse à chaque année des montants substantiels à l'État québécois^{[RA 8]}. Pour l'année 2021, l'entreprise a contribué pour plus de 3,6 milliards $ aux recettes du gouvernement. À son bénéfice 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 émis par Hydro-Québec (200 millions $) et des contributions à différents organismes gouvernementaux (100 millions $)^{[RA 8]}.

Toutefois, une partie seulement des sommes versées annuellement par Hydro-Québec au gouvernement sont créditées au Fonds consolidé du revenu, qui finance les opérations courantes du gouvernement. Depuis l’assujettissement d'Hydro-Québec au régime de redevances hydrauliques en 2007, la société d'État est le plus gros contributeur au Fonds des générations, créé par le gouvernement afin de réduire le niveau de la dette publique du Québec. En plus de la redevance pour chaque kilowatt-heure produit (totalisant 706 millions $ en 2019-2020^[126]), qui est versée directement par Hydro-Québec au Fonds, le gouvernement contribue une partie du dividende qu'il reçoit de la société d'État pour faire des versements correspondant au profit supplémentaire engendré par l'indexation du prix de l'électricité patrimoniale (258 millions $ en 2018-2019 et 305 millions $ en 2019-2020)^[127] ainsi qu'un montant de 215 millions $ par année pendant 20 ans en raison de l'abandon de la réfection et de la fermeture de la centrale de Gentilly-2^[128].

Interconnexions

Le réseau de transport d'électricité de TransÉnergie fonctionne de manière asynchrone avec ses voisins de l'interconnexion de l'Est. Même si le courant alternatif utilise la même fréquence au Québec que dans le reste de l'Amérique du Nord (60 hertz), il n'est pas en phase avec le reste du continent^[143]. TransÉnergie utilise donc des convertisseurs de type dos à dos pour exporter ou importer de l'électricité.

Cette particularité du réseau québécois a permis à Hydro-Québec de maintenir le service – à l'exception de cinq centrales de l'Outaouais, qui étaient directement branchées sur le réseau ontarien – pendant la panne de courant nord-américaine du 14 août 2003 alors que 50 millions de personnes dans les réseaux voisins de l'Ontario et du nord-est des États-Unis étaient privées d'électricité^[144].

Bien qu'asynchrone avec l'Interconnexion de l'Est, qui ceinture son terroire le long de la frontière 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 rivière des Outaouais entre les réseaux du Québec et celui de l'Ontario.

Depuis sa mise en service centrale de Beauharnois peuvent être synchronisés au réseau ontarien et de recevoir de l'électricité en provenance de la centrale Saunders d'Ontario Power Generation.

Depuis 2009, une interconnexion supplémentaire, dotée de convertisseurs à courant continu de type dos à dos de 1 250 mégawatts, relie le réseau de TransÉnergie à celui d'Hydro One au poste des Outaouais, à L'Ange-Gardien, à proximité de la frontière^[145] et une nouvelle ligne de transport à 315 kV, construite dans le cadre du projet, ont requis des investissements de 700 millions de dollars^[143].

Cinq interconnexions relient le Québec aux réseaux voisins du nord-est des États-Unis. La plus ancienne d'entre elles est la ligne de la Société de transmission électrique de Cedrars Rapids, une filiale en propriété exclusive d'Hydro-Québec depuis 1985. Cette ligne biterne à 120 kV est longue de 72 km, dont la majorité est située en Ontario (42,2 km). Elle a été construite pour acheminer l'électricité produite à la centrale des Cèdres vers une aluminerie d'Alcoa à Massena dans l'état de New York^[146]. La ligne permet aussi d'assurer l'alimentation électrique de la ville de Cornwall (Ontario).

Une ligne à 765 kV relie le poste de Massena au poste de Châteauguay. La capacité de disponible au poste américain varie de 1 500 à 1 800 MW. En réception, la ligne permet de recevoir jusqu'à 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 à différents projets d'interconnexion avec les réseaux voisins. En Nouvelle-Angleterre, une seconde liaison à courant continu d'une capacité de 1 200 mégawatts entre le poste des Appalaches, près de Thetford Mines, et Lewiston, au Maine^{[RA 14]} est en voie de réalisation. La construction du tronçon américain de cette ligne, connu sous le nom de New England Clean Energy Connect, a débuté en février 2021. La portion américaine du projet a un coût estimé de 1 milliard de dollars américains. Hydro-Québec envisage également la modernisation de l'interconnexion avec l'état de New York au poste de Châteauguay ainsi qu'une nouvelle ligne à haute tension à courant continu qui acheminerait l'électricité québécoise à la ville de New York, par la future ligne Champlain Hudson Power Express.

Réseau

Le réseau de transport de TransÉnergie se caractérise aussi par les longues distances qui séparent les centres de production des marchés de consommation. Par exemple, le poste Radisson achemine la production des centrales de la Baie-James vers Nicolet et la région de Montréal, à 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]}.

Construction

La division Hydro-Québec Équipement et services partagés agit comme maître d'œuvre des chantiers de construction majeurs d'Hydro-Québec, à l'exception des travaux réalisés sur le territoire couvert par la Convention de la Baie-James et du Nord québécois de 1975, qui sont confiés à une autre filiale, la Société d'énergie de la Baie James.

Après une pause dans les années 1990, Hydro-Québec a relancé ses activités de construction de nouvelles centrales au début du XXI^e siècle pour profiter du contexte favorable créé par la libéralisation des marchés nord-américains de l'électricité ainsi que pour répondre à l'augmentation de la demande québécoise. Le plan stratégique 2009-2013 de la société prévoit des investissements totaux de 10,4 milliards de dollars pour construire et rénover des installations de production d'électricité^[152].

En plus du projet Eastmain-1A-Sarcelle-Rupert, qui devrait être complété en 2012, le plus important projet de construction en cours est un nouveau complexe de quatre aménagements hydroélectriques d'une puissance totale de 1 550 mégawatts sur la rivière Romaine, dont la construction a débuté le 13 mai 2009^[153]. Le complexe de la Romaine, dont la construction nécessitera des investissements de 6,5 milliards de dollars, devrait être complété et mis en service graduellement entre 2014 et 2020^[154]. Les deux groupes de la première centrale, Romaine-2, ont été 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 mars 2009, le premier ministre du Québec, Jean Charest, a annoncé l'intention de son gouvernement de développer le potentiel hydroélectrique d'une autre rivière de la Côte-Nord, la Petit Mécatina^[155]. D'autres projets sont également à l'étude, dont la construction d'une centrale sur la rivière Magpie, une autre, la centrale Tabaret, près du barrage de Kipawa, au Témiscamingue, ainsi que des ajouts de puissance aux centrales Jean-Lesage (120 mégawatts), René-Lévesque (210 mégawatts) et une turbine supplémentaire à la centrale SM-3 (440 mégawatts)^[152].

Recherche et développement

Depuis 1967, Hydro-Québec investit dans la recherche et le développement. En plus de financer la recherche universitaire, elle est la seule entreprise d'électricité en Amérique du Nord à s'être dotée de son propre centre de recherche, l'Institut de recherche d'Hydro-Québec (IREQ) de Varennes, sur la Rive-Sud de Montréal^[156]. Ce centre, fondé par l'ingénieur Lionel Boulet, a notamment permis de prolonger la vie utile des équipements, d'accroître leur rendement, d'optimiser la maintenance et d'appuyer les programmes d'efficacité énergétique et le service à la clientèle^[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 bâtiment et en énergétique industrielle, le LTE évalue, adapte et développe de nouveaux produits et procédés améliorant l'efficacité énergétique de la clientèle 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 modèle 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 modèle 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 Miljø pour équiper une version de démonstration de son modèle Indica Vista, qui sera testé en Norvège^[167],[168]. L'entreprise a aussi signé un protocole d'entente en juin 2009 afin de réaliser un programme d'essai de la version hybride rechargeable du Ford Escape, un véhicule utilitaire sport^[169].

En janvier 2010, 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 accroîtraient l'autonomie des véhicules, amélioreraient les performances par temps froid et réduiraient le temps de charge^[171].

Depuis le printemps 2012, Hydro-Québec s'est associée avec des partenaires du secteur du commerce de détail, l'Agence métropolitaine de transport ainsi que des hôteliers afin de mettre en place Le Circuit électrique^[172], un réseau de bornes de recharges publiques de véhicules électriques. Les premières bornes ont été installées dans les régions de Montréal et de Québec^[173]. Deux ans après le début de ses opérations, le Circuit électrique compte près de 300 bornes actives, qui sont utilisées environ 1 000 fois par mois. Le service compte environ 1 500 membres parmi les 2 500 propriétaires de véhicules électriques au Québec^[174].

Projets internationaux

Hydro-Québec prend le tournant international en 1978. Avant cette date, l'entreprise avait pour seules missions le développement énergétique et le soutien du développement économique au Québec. Une nouvelle filiale, Hydro-Québec International, est créée avec le mandat d'offrir le savoir-faire de l'entreprise à l'étranger dans ses domaines de compétence — la distribution, la production et le transport de l'électricité. La nouvelle entité s'appuie sur l'expertise de la maison-mère, qu'elle soit technique, financière ou humaine.

Au cours des 25 années qui ont suivi, Hydro-Québec a été particulièrement active à l'extérieur de ses frontières avec des participations dans des réseaux de transport d'électricité et des centrales électriques : Transelec au Chili^[175], Cross Sound Cable aux États-Unis^[138], le réseau Consorcio Transmantaro au Pérou, Hidroelectrica Rio Lajas au Costa Rica, Murraylink en Australie et la centrale de Fortuna au Panama^[176].

La société d'État québécoise a brièvement détenu une participation de 17 % dans le capital de la SENELEC, lorsque l'État sénégalais a décidé de la vendre à un consortium dirigé par la société française Elyo, filiale du Groupe Suez Lyonnaise des Eaux, en 1999^[177]. La transaction a été annulée l'année suivante^[178].

La même année la filiale internationale d'Hydro-Québec 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 détenue jusqu'en juillet 2004^[179]. Hydro-Québec a aussi participé à titre de consultant dans plusieurs développements hydroélectriques à travers le monde. Des représentants de la société ont été impliqués indirectement dans la construction du barrage des Trois-Gorges, offrant de la formation aux ingénieurs chinois dans les domaines de la gestion, les finances et l'hydraulicité 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].

La clientèle 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 abonnés résidentiels et agricoles de la société, qui s'établit à 16 840 kilowattheures en 2020^{[RA 2]}, est relativement élevée en raison de l'utilisation de l'électricité pour le chauffage dans 68 % des résidences^[213]. Hydro-Québec estime que le chauffage est responsable de plus de la moitié de la consommation électrique d'une résidence au Québec^[214].

Cette préférence pour le chauffage électrique rend la demande d'électricité plus imprévisible, mais offre aussi certains avantages environnementaux. Malgré le climat très froid en hiver, les résidences québécoises ne sont responsables que de 5,5 % (4,65 Mt éq. CO₂) des émissions de gaz à effet de serre au Québec en 2006. Durant la période allant de 1990 et 2006, les émissions du secteur résidentiel au Québec ont chuté de 30 %^[215].

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

La consommation d'électricité des résidences fluctue d'une année à l'autre en fonction des aléas du climat. Toutefois, les pointes de consommation sur le réseau d'Hydro-Québec surviennent toujours l'hiver. Le record de consommation a été battu le 11 janvier 2022 à 8h avec une demande en puissance de 39 900 MW^[216]. Le record précédent était de 39 240 MW et avait été établi lors d'une autre vague de froid le 22 janvier 2014^[217].

Le tarif d'électricité résidentiel et agricole en vigueur le 1^er avril 2014 comprend une redevance d'abonnement, fixée à 40,64 cents par jour, et deux niveaux de prix, en fonction de la consommation. Les 30 premiers kilowatts-heures quotidiens sont facturés à 5,57 cent/kilowattheure, tandis que le reste de la consommation est vendue à 8,26 cent/kilowattheure^[218]. La facture moyenne d'un abonné résidentiel s'établissait à 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 clientèle industrielle

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

Depuis un siècle, le développement industriel du Québec a été stimulé par l'abondance de ressources hydrauliques. L'énergie représente une part importante des dépenses des secteurs des pâtes et papiers et de l'aluminium, deux industries établies de longue date au Québec. En 2020, les clients industriels ont consommé 52 096 térawattheures^{[RA 2]}.

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

Le gouvernement du Québec utilise les bas tarifs d'électricité afin d'attirer de nouvelles entreprises et de consolider les emplois existants. Depuis 1974, le gouvernement se réserve le droit d'accorder ou non de nouveaux blocs de grande puissance aux entreprises qui en font la demande. Le seuil, qui était fixé à 175 mégawatts de 1987 à 2006^[221] a été ramené à 50 mégawatts dans la stratégie énergétique 2006-2015 du Québec^[222].

Marché spot

La société dispose de plusieurs avantages dans ses transactions sur les marchés d'exportation. D'abord, son parc de centrales hydrauliques avec réservoirs permet une gestion des stocks sur une base pluriannuelle et ne requiert aucun combustible, dont les coûts fluctuent régulièrement. Hydro-Québec peut donc ajuster la production en fonction de la demande, ce qui permet de vendre l'électricité à prix plus élevés le jour et d'importer la nuit, lorsque les prix sont plus faibles^[113]. Enfin, le réseau électrique québécois enregistre sa pointe annuelle en hiver à cause du chauffage, contrairement aux réseaux voisins de l'Ontario, de l'État de New York et de la Nouvelle-Angleterre, qui connaissent une hausse marquée de la consommation l'été, en raison des besoins de climatisation des résidences et des bureaux^[230].

Engagements à long terme

Bien que la plupart des ventes soient, en 2013, des transactions à court terme, Hydro-Québec honore toujours deux contrats à plus long terme. La première entente, signée en 1990 avec un groupe de 13 réseaux électriques de l'État du Vermont, porte sur la vente ferme de 328 mégawatts. Les exportations d'Hydro-Québec constituent 28 % de la demande de cet état voisin du Québec^[231].

Le 11 mars 2010, les deux plus importants distributeurs d'électricité 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 période allant de 2012 à 2038. L'entente prévoit notamment un mécanisme d'ajustement des prix afin de réduire les risques reliés à la volatilité des marchés et engage le Vermont à désigner les grandes centrales hydroélectriques comme une source d'énergie renouvelable^{[232],[233],[234]}. La Loi sur l'énergie renouvelable, H.781^[235], a été adoptée par les deux chambres de la législature et ratifiée par le gouverneur Jim Douglas, le 4 juin 2010^[236].

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

L'élection, en 2008, de Barack Obama à la présidence américaine, laissait présager des ventes accrues d'hydroélectricité québécoises sur les marchés des États-Unis. En février 2009, le ministre responsable d'Hydro-Québec, Claude Béchard, demandait la préparation d'un nouveau plan stratégique ouvrant la porte à la ratification d'ententes fermes à long terme avec les États-Unis, comme c'était le cas lors de la mise en service du complexe de la Baie-James^[238]. La volonté du gouvernement a trouvé écho dans le Plan stratégique publié par Hydro-Québec en juillet 2009^[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 9¢/kWh pour son électricité en 2008, les prix obtenus au premier trimestre 2012 ont chuté à 5,4¢/kWh^[239].

En 2016, Hydro-Québec a remporté un appel de proposition lancé par l'État du Massachussetts afin de livrer un volume de 9,45 TWh d'électricité pendant 20 ans afin de permettre à cet état de la Nouvelle-Angleterre de décarboner son secteur de l'électricité. Après un revers auprès des instances de l'état du New Hampshire qui ont forcé l'abandon de la ligne Northern Pass, Hydo-Québec trouve un nouveau partenaire américain, le distributeur d'électricité Central Maine Power. Ce tracé, connu sous le nom de New England Clean Energy Corridor, traverse l'état voisin du Maine. Bien que contesté par des résidents, certains groupes environnementalistes et des producteurs d'électricité propriétaires de centrales au gaz naturel en Nouvelle-Angleterre, le projet obtient tous les permis nécessaire et sa construction s'amorce en février 2021.

Parallèlement 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.

Ouvrages

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  • Gilles Gallichan, « De la Montreal Light, Heat and Power à Hydro-Québec », dans Yves Bélanger et Robert Comeau (dir.), Hydro-Québec : Autres temps, autres défis, Sainte-Foy, Presses de l'Université du Québec, 1995, 352 p. (ISBN 2-7605-0809-9), p. 63-70. Cet ouvrage est disponible en version électronique pour consultation gratuite sur le site Les Classiques des sciences sociales (Cet ouvrage n'est pas libre de droit et toute reproduction, modification ou diffusion est soumise au droit de son auteur).
  • Michel Bélanger, « Les actions d'Hydo-Québec à vendre ? », dans Yves Bélanger et Robert Comeau (dir.), Hydro-Québec : Autres temps, autres défis, Sainte-Foy, Presses de l'Université du Québec, 1995, 352 p. (ISBN 2-7605-0809-9), p. 89-95. Cet ouvrage est disponible en version électronique pour consultation gratuite sur le site Les Classiques des sciences sociales (Cet ouvrage n'est pas libre de droit et toute reproduction, modification ou diffusion est soumise au droit de son auteur).
  • Robert A. Boyd, « Cinquante ans au service du consommateur », dans Yves Bélanger et Robert Comeau (dir.), Hydro-Québec : Autres temps, autres défis, Sainte-Foy, Presses de l'Université du Québec, 1995, 352 p. (ISBN 2-7605-0809-9), p. 97-103. Cet ouvrage est disponible en version électronique pour consultation gratuite sur le site Les Classiques des sciences sociales (Cet ouvrage n'est pas libre de droit et toute reproduction, modification ou diffusion est soumise au droit de son auteur).
  • Daniel Dubeau, « Le souci constant de l'environnement chez Hydro-Québec », dans Yves Bélanger et Robert Comeau (dir.), Hydro-Québec : Autres temps, autres défis, Sainte-Foy, Presses de l'Université du Québec, 1995, 352 p. (ISBN 2-7605-0809-9), p. 241-254. Cet ouvrage est disponible en version électronique pour consultation gratuite sur le site Les Classiques des sciences sociales (Cet ouvrage n'est pas libre de droit et toute reproduction, modification ou diffusion est soumise au droit de son auteur).
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Documents d'Hydro-Québec

Rapports sur le développement durable

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• Hydro-Québec, Rapport sur le développement durable 2013, Montréal, Hydro-Québec, 2014c, PDF [détail de l’édition] (ISBN 978-2-550-70258-0, lire en ligne)
• Hydro-Québec, Rapport sur le développement durable 2012, Montréal, Hydro-Québec, 2013c, PDF [détail de l’édition] (ISBN 978-2-550-66873-2, lire en ligne)
• Hydro-Québec, Rapport sur le développement durable 2011, Montréal, Hydro-Québec, 2012c, PDF [détail de l’édition] (ISBN 978-2-550-63874-2, lire en ligne)
• Hydro-Québec, Rapport sur le développement durable 2010, Montréal, Hydro-Québec, 2011, PDF [détail de l’édition] (ISBN 978-2-550-60875-2, lire en ligne)
• Hydro-Québec, Rapport sur le développement durable 2008 : Notre engagement pour l'avenir, Montréal, 2009, 44 p. (ISBN 978-2-550-55048-8, présentation en ligne, lire en ligne [PDF])

Plans stratégiques

• Hydro-Québec, Voir grand avec notre énergie propre : Plan stratégique 2016-2020, Montréal, Hydro-Québec, 2016, PDF [détail de l’édition] (ISBN 978-2-550-74823-6, lire en ligne)
• Hydro-Québec, Plan stratégique 2009-2013 : Efficacité énergétique, énergies renouvelables et innovation technologique, Montréal, juillet 2009, PDF [détail de l’édition] (ISBN 978-2-550-56309-9, lire en ligne)
• Hydro-Québec, Plan stratégique 2004-2008, Montréal, 2003, 220 p. [détail de l’édition] (ISBN 2-550-41591-4, lire en ligne)