2024
Dans le cadre des priorités énoncées dans le Plan d’action 2035, Hydro‑Québec a accru de façon marquée ses investissements en immobilisations, atteignant 6,0 G$, une hausse de 1,1 G$ comparativement à l’exercice précédent.
L’entreprise a réalisé de nombreuses émissions à taux fixe sur le marché canadien : une émission de billets à moyen terme échéant en 2029 pour un montant de 0,6 G$, à un coût moyen de 3,96 %, et des émissions d’obligations échéant en 2063 et en 2065 pour un montant de 5,2 G$, à un coût moyen de 4,29 %. Ces émissions ont permis de réunir 5,8 G$.
2023
Lancement du Plan d’action 2035 – Vers un Québec décarboné et prospère, qui s’articule autour de deux grands piliers, le service à la clientèle ainsi que la transition énergétique et économique.
Dans un contexte de faible hydraulicité et dans une perspective de gestion optimale des ressources, Hydro‑Québec a réduit ses exportations sur les marchés externes, atteignant 23,0 TWh et contribuant à hauteur de 2 365 M$ aux revenus.
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.
