Hydro-Quebec


Hydro-Quebec

Hydro-Québec

Logo de Hydro-Québec.

Logo de Hydro-Québec
Création 14 avril 1944
Dates clés 1963 : nationalisation de 11 compagnies d'électricité ;

1979 : inauguration de la
centrale LG-2.
Personnages clés Adélard Godbout
René Lévesque
Robert Bourassa
Forme juridique Société d'État
Slogan(s) « Notre choix est clair. Notre choix est vert. »
Siège social 75, boul. René-Lévesque Ouest, Montréal
Québec Québec
Direction Thierry Vandal (Président)
Actionnaires Gouvernement du Québec
Activité(s) Production d'électricité
Transport d'électricité
Distribution d'électricité
Produit(s) Électricité
Société mère Hydro-Québec
Société(s) sœur(s) Hydro-Québec Production
Hydro-Québec TransÉnergie
Hydro-Québec Distribution
Effectif 23 345 (2008)[1]
Site Web www.hydroquebec.com
Fonds propres 22 062 M CAD (2008)[1]
Dette 36 415 M CAD (2008)[1]
Chiffre d'affaires 12 717 M CAD (2008)[1]
Augmentation 3,1 % (2008)
Résultat net 3 141 M CAD (2008)[1]
Augmentation 8.0 % (2008)
Principaux concurrents
Monopole

Hydro-Québec est une société d'État québécoise fondée en 1944. Son unique actionnaire est le gouvernement du Québec. Elle est responsable de la production, du transport et de la distribution de l’électricité au Québec. Son siège social est situé à Montréal.

Avec 59 centrales hydroélectriques et une centrale nucléaire, Hydro-Québec constitue le principal producteur d'électricité au Canada et le plus grand producteur mondial d'hydroélectricité[2]. La puissance installée de ses installations s'établissait à 36 429 mégawatts (MW) en 2008[1].

Les grands développements hydroélectriques, menés sans interruption entre la fin des années 1940 et 1984 – les centrales de Bersimis, l'expansion de la centrale de Beauharnois, Carillon, Manic-Outardes, Churchill Falls et le gigantesque projet de la Baie-James –, ont permis au Québec de réduire sa dépendance à l'égard des énergies fossiles. En 2006, l'électricité constituait la principale source d'énergie primaire consommée au Québec et représentait 40,4 % du bilan énergétique québécois[3]. Cependant, la construction et l'exploitation de ces aménagements ont eu des conséquences sur les populations autochtones vivant à proximité, qui les ont vigoureusement contestés.

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

L'augmentation des coûts de l'énergie et l'émergence d'un consensus international sur la question des changements climatiques ont eu un impact positif sur les résultats financiers d'Hydro-Québec au cours des années 2000. Entre 2004 et 2008, l'entreprise a versé des dividendes de 9,2 milliards de dollars canadiens au gouvernement du Québec tout en garantissant aux Québécois des tarifs d'électricité stables et uniformes, qui figurent parmi les plus bas en Amérique du Nord[4].

Sommaire

Historique

Dans les années qui ont suivi la Grande Dépression des années 1930, des voix s'élèvent au Québec en faveur d'une intervention du gouvernement dans le secteur de l'électricité. Les reproches se multiplient à l'endroit du « trust de l'électricité » : leurs tarifs sont considérés abusifs et leurs profits excessifs. Inspirés par la nationalisation de la production et la municipalisation de la distribution menée en Ontario par Sir Adam Beck au début du XXe siècle, des personnalités, comme Philippe Hamel et T.-D. Bouchard, proposent d'imiter la province voisine. Porté au pouvoir en 1939, Adélard Godbout est favorable aux idées des partisans de la nationalisation. Il dénonce l'inefficacité du système, dominé par des intérêts anglophones, ainsi que la collusion entre les deux principaux acteurs, la Montreal Light, Heat and Power (MLH&P) et la Shawinigan Water and Power, qu'il qualifie de « dictature économique crapuleuse et vicieuse »[5].

Les deux nationalisations

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

Le gouvernement Godbout dépose un projet de loi afin de prendre le contrôle de la MLH&P, qui exerce un monopole dans la grande région de Montréal. Le 14 avril 1944, l'Assemblée législative du Québec adopte une loi créant une entreprise commerciale de propriété publique, la Commission hydroélectrique de Québec, abrégé en Hydro-Québec. Elle confie à la nouvelle société le mandat de desservir la métropole québécoise aux « taux les plus bas compatibles avec une saine gestion financière », de restaurer le réseau électrique, vétuste, et de développer l'électrification des régions rurales non desservies par les entreprises existantes[5],[6].

La prise de contrôle de la MLH&P survient dès le lendemain, le 15 avril 1944. 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. Le ministre Daniel Johnson notamment, plus tard premier ministre (1966-1968), encouragera son développement. La nouvelle direction se rend vite compte qu'elle doit accroître rapidement sa capacité de production si elle veut faire face à l'augmentation de la demande. Dès 1948, Hydro-Québec met en chantier la deuxième phase de la centrale de Beauharnois[7]. Une fois ce projet terminé, elle 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[8].

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 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 un « fouillis invraisemblable et coûteux »[9]. 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[6]. 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 »[10].

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 canadiens[11]. 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 1er mai 1963[6].

Les années 1960 et 1970

La centrale Manic-2, construite entre 1961 et 1965.
La centrale de la Trenche a été acquise de la Shawinigan Water and Power Company. D'une puissance de 302 MW, sa construction a été terminée en 1950.


Au lendemain de la nationalisation de 1963, Hydro-Québec mène trois grands dossiers de front. Elle doit d'abord se réorganiser afin d'intégrer les nouvelles filiales dans les structures existantes. En même temps, elle doit standardiser des réseaux hétéroclites, ce qui nécessite la conversion de milliers de clients de l'Abitibi à la fréquence standard de 60 hertz.

Tout cela en plus de la construction du projet Manic-Outardes, qui bat son plein sur la Côte-Nord depuis 1959. 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. La construction du complexe se terminera en 1978 avec la mise en service de la centrale Outardes-2.

Ces nouveaux grands ouvrages posent un problème qui divise les ingénieurs d'Hydro-Québec : comment transporter l'électricité, produite par des barrages situés à des centaines de kilomètres des grands centres urbains, de la manière la plus économique possible? 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[12],[13].

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 Corporation Limited (Brinco), un consortium de banques et d'industriels[6]. Après des années de négociations, les parties concluent une entente définitive le 12 mai 1969. En vertu de l'entente, Hydro-Québec achète la quasi-totalité de l'électricité produite pendant 65 ans à un quart de cent le kilowattheure (kWh). 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 Ltd (CF(L)Co.)[1]. La centrale de Churchill Falls, d'une puissance installée de 5 428 MW, effectue ses premières livraisons à Hydro-Québec le 6 décembre 1971[14] et la mise en service sera complétée en 1974. Au lendemain du premier choc pétrolier, le gouvernement de Terre-Neuve est scandalisé par les prix prévus au contrat. Il rachète la participation de Brinco dans CF(L)Co. en juin 1974 et insiste pour renégocier le contrat. 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[15],[16].

« Le projet du siècle »

Article détaillé : projet de 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[17]. La centrale, d'une puissance installée de 5 616 MW, 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 qui lui permettra d'atteindre son objectif de création de 100 000 nouveaux emplois. Le 30 avril 1971, il annonce, devant les membres du Parti libéral du Québec, qu'Hydro-Québec construira un complexe hydroélectrique de 10 000 MW 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 sauvage 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'auront 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[18].

Après plus d'un an de négociations, les gouvernements du Québec et du Canada, Hydro-Québec, la Société d'énergie de la Baie James et le Grand Conseil des Cris signent la Convention de la Baie-James et du Nord québécois, le 11 novembre 1975. La convention accorde une compensation financière aux communautés cries touchées, leur concède la gestion des services de santé et d'éducation en échange de la poursuite des travaux.

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[19]. Inaugurée le 27 octobre 1979, la centrale souterraine LG-2, d'une puissance totale de 5 616 MW, 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 le décès de ce dernier, en 1996[20]. 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 au début de 1984[21],[22]. Une seconde phase du projet, comprenant l'aménagement de cinq centrales supplémentaires, sera réalisée entre 1987 et 1996.

Les années 1980 et 1990

Des projets contestés

Les Cris du Nord du Québec se sont farouchement opposés au projet Grande-Baleine durant la première moitié des années 1990.

Après deux décennies de croissance soutenue, la fin des années 1980 et les années 1990 seront difficiles pour Hydro-Québec, qui doit faire face à plusieurs controverses environnementales. 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.

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 MW et longue de 1 200 km, doit relier les centrales de la Baie-James 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[23]. En raison de l'opposition organisée des citoyens des deux rives, Hydro-Québec doit construire un tunnel de 4 km sous le fleuve, au coût de 144 millions de dollars[24]. Cette ligne sous-fluviale a nécessité de deux ans et demi de travail. Elle a été mise en service le 1er novembre 1992[25],[23].

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 16 300 kWh d’énergie annuellement à sa mise en service, en 1998-1999[26].

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[27],[28]. 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, exaspère les groupes écologistes québécois, qui ont adopté une position plus nuancée[29],[30].

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[31]. 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'est pas nécessaire pour répondre aux besoins énergétiques du Québec[32].

Le moratoire de facto imposé aux nouveaux projets hydroélectriques dans le Nord-du-Québec après l'abandon du projet Grande-Baleine force la direction d'Hydro-Québec à envisager d'autres solutions pour combler l'augmentation de la demande. En septembre 2001, Hydro-Québec annonce qu'elle veut construire une centrale thermique au gaz naturel à cycle combiné, le projet du Suroît. Hydro-Québec fait valoir cette nouvelle centrale est essentielle à la sécurité des approvisionnements québécois en raison des aléas de l'hydraulicité de ses réservoirs[33], qu'elle est rentable et qu'elle peut être construite en deux ans[34].

Cependant, le projet arrive au moment où s'engage le débat sur la ratification par le Canada du protocole de Kyoto. Avec des émissions prévues de 2,25 millions de tonnes de dioxyde de carbone par année, la centrale du Suroît aurait augmenté les émissions totales du Québec de près de 3 %[34]. Face à l'impopularité du projet — un sondage mené en janvier 2004 indique que 67 % des personnes interrogées s'y opposent[34] —, le gouvernement de Jean Charest abandonne le Suroît en novembre 2004.

La nature s'acharne

Article détaillé : Verglas massif de 1998.
Une éruption solaire est à l'origine d'une panne générale du réseau électrique d'Hydro-Québec, survenue 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[35].

Le 18 avril 1988 à 2 h 05, 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 entre les chutes Churchill, et Manicouagan[36]. 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[37].

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, qui provoquent le déclenchement des mécanismes de protection des lignes de transport d'électricité, isolant le réseau de la Baie-James et entraînant une panne d'électricité générale[38], qui dure plus de neuf heures[39]. Cette panne a forcé Hydro-Québec à prendre des mesures pour réduire les risques que posent les éruptions solaires[40].

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 cinq semaines[41].

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[42]. 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 toutes ses équipes et demande des renforts des entreprises de service public de l'est du Canada et des États-Unis, auxquels s'ajoute un contingent des Forces armées canadiennes. Plus de 10 000 travailleurs rebâtissent le réseau, pylône par pylône[43]. 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[43].

Le service sera finalement rétabli le 7 février 1998. La tempête a entraîné des coûts directs de 725 millions de dollars pour Hydro-Québec au cours de l'année 1998[41] 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[44]. Toutefois, une partie des travaux de l'opération de « bouclage » du réseau à 735 kV, 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[45]. Après l'adoption d'une loi[46] et la tenue d'audiences publiques sur le projet[45], la construction de la ligne Hertel-Des Cantons sera finalement autorisée en juillet 2002 et mise en service l'année suivante[47].

Les années 2000

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

Le 7 février 2002, le premier ministre Bernard Landry et le chef du Grand Conseil des Cris, Ted Moses, signent une entente qui permet la construction de nouveaux aménagements hydroélectriques dans le Nord québécois. La Paix des Braves précise les dispositions de la Convention de la Baie-James et du Nord québécois et 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[48].

En échange, les Cris acceptent la relance des projets de construction dans la région. La centrale Eastmain-1 — autorisée par le gouvernement dès mars 1993[49] — et la dérivation partielle de la rivière Rupert vers le réservoir Robert-Bourassa peuvent donc être aménagés, sous réserve de certaines dispositions en matière de protection de l'environnement et du milieu social[50].

Les travaux de construction de la première centrale, d'une puissance de 480 MW, ont débuté 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 produit annuellement 2,7 TWh[51].

Ces projets s'inscrivent dans la stratégie énergétique 2006-2015 du gouvernement du Québec. Le document prévoit lancer 4 500 MW de nouveaux projets hydroélectriques, intégrer 4 000 MW d'énergie éolienne, augmenter les exportations d'électricité et les cibles des programmes d'efficacité énergétique[52].

Vers la fin de juillet 2009, Hydro-Québec a indiqué qu'elle se retrouverait avec d'importants surplus d'énergie pour l'année 2010, surplus d'une valeur marchande estimée à un milliard CAD. Ces surplus sont notamment causés par des baisses de productions, au Québec, dans les secteurs des pâtes et papiers, ainsi que de l'aluminium[53]. Le 30 juillet 2009, elle a publié son plan stratégique 2009-2013, qui prévoit des investissements de vingt-cinq milliards CAD pendant cette période[54].

Organisation et performance financière

Séparation fonctionnelle

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

Comme la plupart des entreprises d’électricité de même taille en Amérique du Nord, qui ont été fortement affectées par la déréglementation des marchés de l'électricité initiée aux États-Unis dans le milieu des années 1990, Hydro-Québec a adopté une séparation des fonctions de production, de transport et de la distribution électrique.

La division de transport d'électricité, TransÉnergie, a été la première à être restructurée dès 1997, en réponse à l'ordonnance 890 de la Federal Energy Regulatory Commission américaine. La restructuration a été complétée en 2000, par l'adoption du projet de loi 116, loi modifiant la Loi sur la Régie de l'énergie et d'autres dispositions législatives[55], qui consacrait la division fonctionnelle entre les activités de production, de transport et de distribution.

Cette séparation fonctionnelle et l'adoption d'un « tarif patrimonial » faisaient écho à une étude menée pour le compte du gouvernement Bouchard par la firme Merrill Lynch. L'étude, rendue publique en janvier 2000, avait pour objectif de « proposer des avenues de déréglementation de la production d'électricité », de manière compatible avec les tendances continentales, tout en respectant un « pacte social québécois », comprenant l'uniformité des tarifs sur l'ensemble du territoire, la stabilité des tarifs et le maintien « des bas tarifs d'électricité, notamment dans le secteur résidentiel »[56].

La nouvelle loi oblige la division Production d'Hydro-Québec — celle qui exploite les centrales électriques — à fournir un volume maximal annuel de 165 térawattheures (TWh) d'énergie et les services accessoires, comprenant une provision pour pertes de 13,9 TWh, et une puissance de pointe garantie de 34 342 MW[57] — à un prix fixe de 2,79 cent le kWh, le tarif patrimonial. Hydro-Québec Distribution doit acheter l'électricité excédentaire, soit environ 8,2 TWh en 2007[58], auprès d'autres fournisseurs en se la procurant auprès des bourses d'énergie voisines, en signant des contrats de gré à gré avec des petits producteurs, par des appels d'offres privilégiant une source d'énergie particulière ou par des campagnes d'efficacité énergétique[58]. Hydro-Québec Distribution a, par exemple, lancé deux appels d'offres pour acheter des blocs de 1 000 et 2 000 MW d'électricité produite par des éoliennes, en 2003 et 2005. Le début des livraisons de cette énergie a commencé en 2006 et s'étendra jusqu'en décembre 2015.

Les divisions TransÉnergie et Distribution sont soumises à la Régie de l'énergie du Québec, un organisme de régulation économique qui établit le prix de détail de l'électricité et du gaz naturel ainsi que les tarifs de transport à haute tension selon une approche basée sur les coûts de service. La Régie dispose de pouvoirs supplémentaire; en outre elle approuve les budgets des distributeurs ainsi que leurs projets d'immobilisation de plus de 10 millions de dollars ainsi que les conditions de service et les contrats d'approvisionnement à long terme. Elle accueille aussi les plaintes des clients et approuve les programmes d'efficacité énergétique et les règles de fiabilité et de sécurité du réseau électrique[59].

La division Production de l'entreprise n'est pas soumise à la réglementation de la Régie de l'énergie. Elle doit cependant soumettre des études d'impact environnemental détaillées pour tous les projets de construction de nouvelles centrales électriques. Ces études sont suivies d'un processus d'audiences publiques dirigé par le Bureau d'audiences publiques sur l'environnement, qui remet un rapport au gouvernement.

La Société d'énergie de la Baie James (SEBJ), filiale fondée en 1971, a réalisé notamment le développement du complexe La Grande, dans le Nord du Québec, qui fournit près de la moitié de l’électricité produite au Québec. Pour sa part, l'Institut de recherche d'Hydro-Québec (IREQ) a acquis une réputation internationale depuis sa création en 1967, par des innovations en lien avec la complexité du réseau québécois ; ses laboratoires sont situés à Varennes et à Shawinigan[60].

En 2008, Hydro-Québec compte 23 345 employés[1]. C'est le plus important employeur d'ingénieurs au Québec et en compte 2 060 dans ses rangs[61].


Rendement financier

Données financières 1998-2008 (au 31 décembre)
en millions de dollars canadiens[1],[62],[63]
2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998
Chiffre d'affaires 12 717 12 330 11 161 10 887 10 341 10 197 13 002 12 578 11 429 9 608 8 879
Bénéfice net 3 141 2 907 3 741 2 252 2 435 1 938 1 526 1 108 1 078 906 679
Dividendes déclarés 2 252 2 095 2 342 1 126 1 350 965 763 554 539 453 279
Actif total 66 774 64 852 63 254 60 431 58 072 57 823 59 078 59 861 59 038 56 808 57 336
Dette à long terme 36 415 34 534 34 427 33 007 33 401 35 550 36 699 37 269 34 965 36 016 37 833

Au cours de l'exercice financier terminé le 31 décembre 2008, Hydro-Québec a enregistré un bénéfice net de 3 141 millions de dollars, en hausse de 8,0 % par rapport à l'exercice précédent. Il s'agit du plus important bénéfice net enregistré par l'entreprise dans ses 65 ans d'histoire[1].

Les produits ont augmenté de 3,4 % en 2008, pour se chiffrer à 12 717 millions de dollars. Les charges se sont élevées à 7 260 millions de dollars, une augmentation de 326 millions de dollars, dont 285 millions de dollars au seul titre des redevances hydrauliques qu'Hydro-Québec Production doit verser au gouvernement depuis 2007[1].

L'entreprise gère des actifs de 66,774 milliards de dollars, dont 54,987 milliards d'actifs corporels. Sa dette à long terme s'établit à 36,415 milliards, pour un taux de capitalisation de 37,7 % en 2008. Les emprunts et obligations d'Hydro-Québec sont garantis par le gouvernement du Québec ; les titres à long terme d'Hydro-Québec sont cotés Aa2 stable par Moody's, AA-positif par Fitch Ratings et A+ par Standard & Poor's[1].

En 2008, Hydro-Québec a versé un dividende de 2 252 millions de dollars à son seul actionnaire, le gouvernement du Québec. Au cours de la période 2004-2008, la somme des dividendes versés au gouvernement s'est élevé à 9,2 milliards de dollars[1].

Débat sur la privatisation

En 1981, le gouvernement du Parti québécois redéfinit le rôle social d'Hydro-Québec en modifiant les termes du pacte social de 1944. Le gouvernement s'émet 43 millions d'actions ordinaires d'une valeur de 100 dollars canadiens chacune et la nouvelle loi habilitante prévoit qu'Hydro-Québec devra désormais verser la moitié de son bénéfice net en dividendes.

Ce changement dans la loi lancera un débat sur l'opportunité de privatiser totalement ou partiellement Hydro-Québec, une idée qui revient sporadiquement dans l'actualité québécoise depuis les années 1980. Depuis quelques années, l'économiste Marcel Boyer et l'homme d'affaires Claude Garcia — tous deux associés à l'Institut économique de Montréal (IEDM), un think tank d'obédience néolibérale —, s'en font les champions, invoquant ce qu'ils considèrent être un manque de rigueur de la gestion de la société et la possibilité pour le Québec de payer une partie de la dette publique avec les produits de la vente de l'entreprise d'électricité[64],[65].

Sans aller aussi loin que l'IEDM, l'ancien chef de l'Action démocratique du Québec, Mario Dumont, a brièvement évoqué la vente d'une partie du capital-actions d'Hydro-Québec au public québécois, lors de la campagne électorale de 2008[66]. Le 16 novembre 2008, environ une semaine après la sortie publique de Dumont, l'ancien premier ministre péquiste Jacques Parizeau, interrogé sur le sujet par Guy A. Lepage à l'émission de grande écoute Tout le monde en parle, a mentionné qu'Hydro-Québec était perçu par les Québécois comme un symbole de réussite nationale et, conséquemment, que toute tentative de privatisation, même partielle, de la société d'État rencontrerait toujours une forte opposition dans la population[67]. Ainsi, les propositions des partisans de la privatisation reçoivent généralement peu d'écho dans le public et le gouvernement a rappelé à plusieurs reprises qu'il n'était pas question de privatiser la société d'État[68].

Comme plusieurs autres économistes[69],[70],[71], Jean-Pierre Aubry, du comité des politiques publiques de l'Association des économistes québécois, croit plutôt qu'une augmentation marquée des tarifs d'électricité accroîtrait le dividende versé annuellement au gouvernement sans qu'il soit nécessaire de privatiser l'entreprise.[72]

D'autres, comme le chroniqueur Bertrand Tremblay du Quotidien de Saguenay, considèrent que la privatisation serait une dérive vers l'époque où les ressources naturelles du Québec étaient exportées en vrac à bas prix. « Cette exploitation de notre potentiel hydraulique et forestier a fait, longtemps, du Québec, une république de bananes. De puissants intérêts étrangers, avec la complicité de rapaces locaux, exportaient ainsi les emplois rattachés à la mise en valeur de nos ressources naturelles »[73].

Des universitaires de gauche comme Léo-Paul Lauzon et Gabriel Sainte-Marie de l'UQAM, prétendent, chiffres à l'appui, que la privatisation représenterait une perte nette pour les citoyens, qui paieraient des tarifs beaucoup plus élevés. Le gouvernement y perdrait aussi au change, en trahissant le pacte social qu'il a signé avec les Québécois lors de la nationalisation en plus de se priver d'un actif de premier choix contre une faible réduction de la dette publique[74],[75].

Activités

Parc de production

Le barrage Daniel-Johnson, sur la rivière Manicouagan.
Sources d'approvisionnement énergétique d'Hydro-Québec, en 2007.

Le parc de centrales électriques d'Hydro-Québec Production comprenait, au 31 décembre 2008, quelque 58 centrales hydroélectriques — dont 12 d'une puissance de plus de 1 000 MW — et 26 grands réservoirs[1]. Ces installations sont concentrées dans 13 des 430 bassins versants que compte le Québec[76], dont le fleuve Saint-Laurent et les rivières aux Outardes, Betsiamites, des Outaouais, La Grande, Manicouagan et Saint-Maurice[77]. Ces unités de production fournissent l'essentiel de l'électricité produite par la société.

Une centrale nucléaire, quatre centrales thermiques et un parc éolien s'ajoutent au parc de centrales hydrauliques, pour une puissance installée totale de 36 429 MW en 2008[1].

Principales centrales d'Hydro-Québec, en 2008[1]
Centrale Rivière Puissance (MW)
Robert-Bourassa La Grande 5 616
La Grande-4 La Grande 2 779
La Grande-3 La Grande 2 417
La Grande-2-A La Grande 2 106
Beauharnois Fleuve Saint-Laurent 1 903
Manic-5 Manicouagan 1 596
La Grande-1 La Grande 1 436
Manic-3 Manicouagan 1 244
Bersimis-1 Betsiamites 1 178
Manic-2 Manicouagan 1 123
Manic-5-PA Manicouagan 1 064
Outardes-3 aux Outardes 1 026

La division Production achète également la majeure partie de la production de la centrale des Chutes Churchill au Labrador (5 428 MW), en vertu d'un contrat à long terme qui arrivera à échéance en 2041[1].

Le 13 mars 2009, Hydro-Québec s'est portée acquéreur de la participation de 60 % que détenait AbitibiBowater dans la centrale hydroélectrique McCormick (335 MW), située à l'embouchure de la rivière Manicouagan, près de Baie-Comeau, pour la somme de 615 millions de dollars[78].

En 2007, les approvisionnements d'Hydro-Québec provenaient très largement de sources hydrauliques (92,33 %). Les émissions atmosphériques de dioxyde de carbone (21 390 tonnes/TWh) de dioxyde de soufre (74 tonnes/TWh) et d'oxyde d'azote (35 tonnes/TWh) étaient de 12 à 17 fois inférieures à la moyenne de l'industrie dans le nord-est de l'Amérique du Nord. L'énergie importée est responsable de la presque totalité de ces émissions[79].

Réseau de transport

Le poste électrique de Micoua, sur la Côte-Nord, convertit le courant à 315 kV arrivant de cinq centrales en courant 735 kV. Il est l'un des points névralgiques du réseau de lignes à 735 kV, long de 11 422 km.
Un redresseur au nouveau poste Outaouais, à L'Ange-Gardien. Cette interconnexion permet de synchroniser l'électricité produite au Québec au réseau d'Hydro One en Ontario. Ce poste HVDC dos à dos permettra d'exporter jusqu'à 1250 MW d'électricité à compter de 2010.
Série de pylônes tubulaires, ou « muguet », situés dans l'arrondissement Chicoutimi (près de la rivière Saguenay) de la ville de Saguenay.

Reconnue comme un chef de file mondial en matière de construction et d'exploitation de réseaux électriques à très haute tension[80],[81],[82], TransÉnergie exploite le plus grand réseau de transport d'électricité en Amérique du Nord. Elle gère les mouvements d'énergie sur le réseau et assure un accès non discriminatoire aux participants des marchés de gros[83],[note 2].

La politique d'accès non discriminatoire permet par exemple à Nalcor de vendre une partie de son bloc d'énergie de la centrale de Churchill Falls sur les marchés de l'État de New York depuis mars 2009, en utilisant les installations de transport d'Hydro-Québec TransÉnergie, moyennant le paiement d'un frais de transit[84],[85].

De plus, la direction Contrôle des mouvements d'énergie (CMÉ) de TransÉnergie a reçu le mandat de coordonner la fiabilité de l'ensemble des réseaux électriques sur le territoire du Québec, en vertu d'une entente bilatérale entre la Régie de l'énergie du Québec et la Federal Energy Regulatory Commission des États-Unis[86].

Son réseau de lignes à haute tension, d'une longueur de 33 058 km, dont 11 422 km à 765 et 735 kV[1], compte 510 postes de transformation. Il est relié aux réseaux voisins du Canada et des États-Unis par 18 interconnexions, d'une capacité maximale de 9 575 MW en importation[note 3] et de 7 100 MW en exportation[87].

Le réseau de transport d'électricité de TransÉnergie fonctionne de manière asynchrone avec ses voisins. 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[88]. 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[89].

Une nouvelle interconnexion, dotée de convertisseurs de type dos à dos de 1 250 MW, est inaugurée le 25 septembre 2009 au poste Outaouais à L'Ange-Gardien, près de la frontière de l'Ontario [90]. L'interconnexion et une nouvelle ligne de transport à 315 kV construite dans le cadre du projet entreront en service au cours de l'année 2010[88].

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 1 200 km au sud[91].

En 2008, TransÉnergie a investi la somme de 1,1 milliard de dollars dans des projets d'immobilisations, dont 559 millions au seul titre de l'expansion de son réseau[1]. En plus de l'interconnexion avec l'Ontario, l'entreprise désire aussi construire une nouvelle liaison à courant continu d'une capacité de 1 200 MW entre le poste Des Cantons en Estrie et le New Hampshire. Cette ligne, qui sera construite en collaboration avec deux distributeurs d'électricité américains, NStar et Northeast Utilities, doit d'abord recevoir l'autorisation des autorités réglementaires du Québec et des États-Unis. Elle pourrait entrer en service en 2014[92].

Distribution

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

La division Distribution d'Hydro-Québec est responsable de la vente au détail de l'électricité à la clientèle québécoise. Elle exploite un réseau de 110 127 km de lignes à moyenne et basse tension[1] partout au Québec, à l'exception des territoires d'une dizaine de réseaux de distribution municipaux — Alma, Amos, Baie-Comeau, Coaticook, Joliette, Magog, Saguenay, Sherbrooke et Westmount — et d'une coopérative électrique, celle de Saint-Jean-Baptiste de Rouville[93].

Elle s'approvisionne principalement à partir du bloc d'électricité patrimoniale fourni par Hydro-Québec Production, les besoins excédentaires étant comblés par des contrats à long terme signés auprès de fournisseurs privés au terme de processus d'appel d'offres, des achats à court terme sur les marchés voisins. En dernier recours, Hydro-Québec Distribution peut recourir aux services d'Hydro-Québec Production en cas de besoins imprévus[62]. Les différents contrats d'approvisionnement doivent être soumis pour approbation à la Régie de l'énergie du Québec, qui en tient compte lors de la fixation des tarifs.

Jusqu'à présent, Hydro-Québec a signé un contrat de cogénération au gaz naturel (507 MW en 2003), trois contrats de cogénération à la biomasse forestière (47,5 MW en 2004-2005), 10 contrats de production éolienne (2 994 MW en 2005 et 2008) ainsi qu'un contrat d'énergie cyclable et de base avec Hydro-Québec Production (600 MW en 2002)[94].

Hydro-Québec Distribution est également responsable de produire l'électricité requise par les réseaux autonomes alimentant les communautés et villages nordiques qui ne sont pas reliés au réseau principal. Elle opère 23 centrales thermiques au diesel et une centrale hydroélectrique sur la Basse-Côte-Nord, aux Îles de la Madeleine, en Haute-Mauricie et dans le Nunavik.

Autres activités

Construction

Le développement des grands barrages du Nord québécois a frappé l'imaginaire du public au cours des années 1960 et 1970.

La division Hydro-Québec Équipement 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 XXIe siècle, avec les projets SM-3 en 2004 (884 MW) ; Toulnustouc en 2005 (526 MW) ; Eastmain-1 en 2007 (480 MW)[95] ; Péribonka (385 MW)[96] et Mercier en 2008 (50,5 MW) ; Rapides-des-Cœurs (76 MW) et Chute-Allard (62 MW) en 2009[97].

À la Baie-James, deux autres centrales, Eastmain-1-A (768 MW) et Sarcelle (125 MW), ainsi que la dérivation partielle de la rivière Rupert vers le réservoir Robert-Bourassa, sont en construction en 2009 et devraient entrer en service d'ici 2011[98].

La construction d'un complexe de quatre aménagements hydroélectriques sur la rivière Romaine (1 550 MW) a débuté le 13 mai 2009[99]. Les quatre centrales du complexe de la Romaine, dont la construction nécessitera des investissements de 6,5 milliards de dollars, devraient être complétées et mises en service entre 2014 et 2020[100].

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[101].

Recherche et développement

Le moteur TM4 d'Hydro-Québec.

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[60]. Ce centre, fondé par l'ingénieur Lionel Boulet, se spécialise dans les domaines de la haute tension, de la mécanique et de la thermomécanique, la simulation de réseaux et de l'étalonnage[102].

Les recherches des scientifiques et ingénieurs de l'IREQ ont notamment permis de prolonger la vie des barrages, d'améliorer la performance des équipements, d'automatiser la conduite du réseau et d'augmenter la capacité de transport de certaines lignes à haute tension[103].

Un autre centre de recherche, le Laboratoire des technologies de l'énergie (LTE), de Shawinigan en Mauricie, a été inauguré en 1988[104] afin d'adapter et de développer de nouveaux produits et procédés améliorant l'efficacité énergétique de sa clientèle[105].

Certaines de ces inventions, dont le concept de moteur-roue électrique, ont frappé l'imaginaire des Québécois[106],[107]. Hydro-Québec a été critiquée pour ne pas avoir tiré profit du modèle présenté par l'ingénieur et physicien Pierre Couture en 1994[108],[109]. 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[110]. 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[111],[112].

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[113].

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[114], Cross Sound Cable aux États-Unis[82], le réseau Consorcio Transmantaro au Pérou, Hidroelectrica Rio Lajas au Costa Rica, Murraylink en Australie et la centrale de Fortuna au Panama[115].

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[116]. La transaction a été annulée l'année suivante[117].

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[116], une participation qu'elle a détenue jusqu'en juillet 2004[118]. 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[119].

La direction d'Hydro-Québec s'est graduellement retirée du marché international entre 2003 et 2006, réussissant à revendre à profit ses participations dans des entreprises étrangères. Les profits nets de ces transactions ont été versés au Fonds des générations[120].

Environnement

Le grand brochet (Esox lucius) est plus abondant dans le réservoir Robert-Bourassa qu'avant le remplissage du réservoir. Sa progression a été accompagnée d'une diminution du doré jaune (Stizostedion vitreum)[121].

Comme toutes les activités humaines, la construction d'installations de production, de transport et de distribution d'électricité a des impacts sur l'environnement. Les activités d'Hydro-Québec ont des impacts sur les milieux naturels où sont construites ses installations ainsi que sur les habitants de ces régions. En outre, la création de nouveaux réservoirs transforme le mercure présent dans les plantes en méthylmercure, qui remonte la chaîne alimentaire[122], augmente temporairement les émissions de gaz à effet de serre des étendues d'eau transformées en réservoirs[123] et provoque l'érosion des berges.

De plus, la construction d'aménagements hydroélectrique a des conséquences sur le milieu humain dans lequel il est implanté, qu'il s'agisse des obstacles à la navigation, de la teneur en mercure de certaines espèces de poisson pêchées dans les réservoirs, de la perte potentielle d'artefacts permettant de retracer la présence humaine sur le territoire ou des conséquences sociales et culturelles du désenclavement des populations autochtones vivant près des installations.

La prise en compte graduelle des externalités environnementales a débuté à Hydro-Québec dès le début des années 1970. L'adoption de la Loi québécoise sur la qualité de l'environnement, en 1972, l'abandon du Projet Champigny, qui prévoyait la construction d'une centrale à réserve pompée dans la vallée de la Jacques-Cartier, en 1973 et le processus de négociation entre les gouvernements, Hydro-Québec et les populations cries qui a conduit à la signature de la Convention de la Baie-James et du Nord québécois en 1975, forcent l'entreprise à revoir ses façons de faire[124].

Afin de répondre aux préoccupations environnementales, Hydro-Québec se dote d'un comité de protection de l'environnement en 1970 et d'une Direction environnement le 1er septembre 1973. Elle a pour mandat d'étudier et de mesurer les impacts environnementaux des activités de l'entreprise, de préparer des études d'impact, de proposer des mesures d'atténuation sur les nouveaux projets et les aménagements existants ainsi que de mener des recherches dans ces domaines, en collaboration avec des chercheurs universitaires[124].

Impacts sur les milieux naturels

La population de caribous près des grands réservoirs du Nord québécois a augmenté entre 1970 et 2000[125].

L'entreprise a mis en place un réseau de surveillance et de suivi environnemental des impacts du complexe La Grande[124] qui, depuis 1978, fournit une multitude de données sur les milieux nordiques. Les 30 premières années de recherche dans la région de la Baie James ont permis de confirmer que la teneur en mercure dans la chair des poissons augmente de 3 à 6 fois pendant de 5 à 10 ans qui ont suivi la mise en eau des réservoirs, et qu'il redescend à un niveau normal après 20 à 30 ans. Ces résultats confirment des études similaires menées au Canada, aux États-Unis et en Finlande[125]. Par ailleurs, il est possible de réduire l'exposition au mercure des populations qui consomment une alimentation riche en poissons par des programmes d'information sans pour autant changer radicalement leur régime alimentaire, mais en évitant certaines espèces[125].

Par ailleurs, les installations étudiées par Hydro-Québec indiquent que le milieu terrestre environnant n'a pas subi d'effet négatif, à l'exception de certaines espèces sédentaires noyées lors de la mise en eau. Les populations d'espèces migratrices ont profité du milieu stable qu'offrent les réservoirs, « au point qu’il a fallu accroître la chasse, notamment celle au caribou »[126].

L'étude des émissions de gaz à effet de serre (GES) a permis de déterminer qu'elles augmentent de manière significative durant les quatre années qui suivent la mise en eau d'un réservoir, pour ensuite se stabiliser à un niveau proche de la moyenne au bout de 10 ans[123]. L'énergie produite dans les centrales du projet de la Baie-James est responsable d'émissions brutes de l'ordre de 33 000 tonnes équivalent CO2 par térawattheure[127]. Hydro-Québec affirme que ses centrales hydroélectriques émettent 35 fois moins de GES que les centrales au gaz naturel et 70 fois moins que celles au charbon[123].

Impacts sur le milieu humain

De toutes les communautés cries, Chisasibi a été la plus touchée par les inondations provoquées par le développement du potentiel électrique de La Grande Rivière[125].

L'autre grand sujet de préoccupation environnementale concerne les résidants historiques des régions affectées par les développements hydroélectriques, les Innus de la Côte-Nord, et les Cris et Inuits dans le Nord-du-Québec. Les développements hydroélectriques des années 1972 à 1995 ont accéléré un mouvement de sédentarisation de la population autochtone qui était déjà amorcé. Les nouveaux services sociaux et d'éducation gérés par les communautés en vertu de la Convention de la Baie-James et du Nord québécois et le remplissage initial des réservoirs, qui a inondé certains territoires traditionnels de trappage ou de pêche, figurent parmi les principales raisons de l'accélération de cette sédentarité[126].

Le changement a été tellement rapide que les communautés autochtones, en particulier les Cris, « ont fini par s'apparenter de plus en plus à la société industrialisée du sud ». Un phénomène semblable a été observé après la construction de routes ou de centrales hydroélectriques près de communautés isolées du Canada et de la Scandinavie. On note cependant une certaine aggravation des problèmes sociaux entraînés par l'augmentation du chômage, consécutif à la fin des travaux de construction, dans les années 1990[126].

Après le fort mouvement d'opposition populaire au projet de construction de la centrale thermique du Suroît et l'abandon définitif du projet en novembre 2004, Hydro-Québec, sous la gouverne de son nouveau PDG, Thierry Vandal a réaffirmé l'engagement de l'entreprise en faveur de l'efficacité énergétique, de l'hydroélectricité et du développement de nouvelles technologies électriques, dès son entrée en fonction en 2005[128]. Depuis cette époque, Hydro-Québec communique régulièrement ses trois critères de décision pour ses nouveaux développements hydroélectriques : la rentabilité, l'acceptabilité environnementale et l'accueil favorable des collectivités concernées[62].

Enfin, Hydro-Québec adhère à différentes initiatives de développement durable depuis la fin des années 1980. Son approche dans ce domaine repose sur trois principes : le développement économique, le développement social et la protection de l'environnement[129]. Depuis 2007, elle participe au système Global Reporting Initiative[130], qui encadre la diffusion de la performance en matière de développement durable au niveau international. L'entreprise emploie 250 spécialistes et gestionnaires dans le domaine de l'environnement et elle a mis en place un système de gestion environnemental répondant à la norme ISO 14001[131].

Tarifs et clientèle

Le marché québécois

Données d'exploitation au 31 décembre 2008[1]
Nombre
d'abonnés
Ventes au Québec
(GWh)
Produits
(M CAD)
Consommation moyenne
(kWh)
Domestique et agricole 3 603 330 60 747 4 300 16 974
Général et institutionnel 296 504 35 228 2 687 118 209
Industriel 10 111 69 144 3 174 6 379 775
Autres 3 499 5 278 284 1 521 257
Total 3 913 444 170 397 10 445
Évolution des tarifs d'Hydro-Québec et de l'indice des prix à la consommation au Canada entre 1998 et 2009.

À la fin de l'année 2008, Hydro-Québec comptait 3 913 444 clients[1] regroupés en trois grandes catégories : résidentiel et agricole (tarif D), commercial et institutionnel (tarif G) et industriel (tarifs M et L). La catégorie Autres regroupe notamment les systèmes d'éclairage public.

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

Les tarifs sont uniformes sur l'ensemble du territoire québécois et sont établis en fonction du type de consommateur et du volume de consommation. Tous ces tarifs varient en bloc, afin de protéger l’interfinancement qui s’opère notamment entre les clients résidentiels, commerciaux et industriels.

Après une période de gel tarifaire du 1er mai 1998 au 1er janvier 2004[132], les tarifs ont augmenté à 7 reprises entre 2004 et 2009[133]. Les tarifs d'Hydro-Québec figurent néanmoins parmi les plus bas en Amérique du Nord[4].

La clientèle résidentielle

Le chauffage électrique compte pour plus de 50 % de la consommation d'électricité des clients résidentiels au Québec, selon Hydro-Québec.

La consommation moyenne des abonnés résidentiels et agricoles de la société, qui s'établit à 16 974 kWh par année, est relativement élevée en raison de l'utilisation de l'électricité pour le chauffage dans 68 % des résidences[134]. Hydro-Québec estime que le chauffage est responsable de plus de la moitié de la consommation électrique d'une résidence au Québec[135].

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 %[136].

Un compteur électrique d'Hydro-Québec.

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 16 janvier 2009 à 7 heures du matin, avec une demande en puissance de 37 220 MW[137]. La température enregistrée à Québec lors de la pointe record était de -31,8 °C.[138]. Le record précédent avait été établi le 15 janvier 2004, en raison d'une autre vague de froid. Le réseau d'Hydro-Québec avait alors enregistré une pointe de puissance de 36 268 MW[139].

Le tarif d'électricité résidentiel et agricole en vigueur le 1er avril 2009 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-heure quotidiens sont facturés à 5,45 cent/kWh, tandis que le reste de la consommation est vendue à 7,46 cent/kWh[140]. La facture moyenne d'un abonné résidentiel s'établissait à environ 100 dollars par mois en 2008[141].

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[142].

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 40.6 % de toute l'électricité vendue au 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 2007, les clients industriels ont consommé 69,1 TWh, soit 40,6 % de toute l'électricité vendue au Québec par Hydro-Québec[1].

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/kWh.

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 des nouveaux blocs de grande puissance aux entreprises qui en font la demande. Le seuil, qui était fixé à 175 MW de 1987 à 2006[143] a été ramené à 50 MW dans la stratégie énergétique 2006-2015 du Québec[52].

En 1987, les producteurs d'aluminium Alcan et Alcoa ont conclu des ententes controversées avec Hydro-Québec et le gouvernement. Ces ententes confidentielles, dites « à partage de risques », faisaient varier le prix de l'électricité en fonction de différents facteurs, dont les prix mondiaux de l'aluminium et le cours du dollar canadien[144]. Ces ententes sont graduellement remplacées par des conventions basées sur le tarif de grande puissance.

Le 10 mai 2007, le gouvernement du Québec rendait publique une entente avec Alcan. Cet accord, qui est toujours en vigueur malgré la vente du groupe à Rio Tinto, prévoit le renouvellement des concessions hydrauliques sur les rivières Saguenay et Péribonka, le maintien des investissements, du siège social montréalais et des emplois au Québec[145].

Le 19 décembre 2008, Hydro-Québec et Alcoa ont signé une entente portant sur des contrats d'énergie. Cette entente, qui durera jusqu'en 2040, assure le maintien de la fourniture d'électricité aux trois alumineries d'Alcoa au Québec, situées à Baie-Comeau, à Bécancour et à Deschambault-Grondines. De plus, elle permet à Alcoa de procéder à la modernisation de son usine à Baie-Comeau et d'en augmenter sa capacité de production de 110 000 tonnes par année, pour atteindre 548 000 tonnes.[146]

Plusieurs économistes, comme Jean-Thomas Bernard et Gérard Bélanger de l'Université Laval, contestent la stratégie gouvernementale et soutiennent que les ventes aux grands consommateurs industriels d'électricité représentent un coût trop élevé pour l'économie québécoise. Dans un article publié en 2008, les chercheurs calculent qu'un emploi dans une nouvelle aluminerie ou dans un projet d'expansion coûte entre 255 357 et 729 653 dollars par année par rapport à l'alternative qui consisterait à vendre l'électricité excédentaire sur les marchés d'exportation[147].

Il s'agit cependant d'un calcul contesté par l'Association des consommateurs industriels d'électricité du Québec, qui réplique en affirmant que les données de 2000 à 2006 tendent à démontrer que les prix obtenus par Hydro-Québec pour l'électricité exportée sont plus bas lorsque les quantités augmentent, et inversement. « On constate que plus on exporte, moins c'est payant », ajoute le directeur général de l'organisme, Luc Boulanger, qui explique ce phénomène par la grande volatilité des prix d'une heure à l'autre sur les marchés voisins du Québec et par les limites physiques des infrastructures de transport qui réduit la quantité maximale pouvant être exportée lors des périodes où les prix sont le plus élevés[148].

Marchés d'exportation

Activités d'exportation et de courtage d'énergie d'Hydro-Québec, Canada et États-Unis, 1998-2007[1],[62],[149],[63],[note 4]
2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998
Exportations (GWh) 21 299 19 624 14 458 15 342 14 392 15 786 54 199 42 389 36 907 24 230 18 565
Recettes (M CAD) 1 919 1 617 1 149 1 464 1 084 1 345 3 467 3 082 2 349 1 016 814
Une partie de l'électricité consommée à Boston provient des lointains barrages de la Baie-James. Une ligne de 450 kV à courant continu alimente la métropole de la Nouvelle-Angleterre depuis 1991.

Hydro-Québec exporte une partie de ses surplus d'électricité vers les réseaux voisins, au Canada et aux États-Unis, en vertu de contrats à long terme et de transaction sur les bourses énergétiques de la Nouvelle-Angleterre, de l'État de New York et de l'Ontario. Deux filiales spécialisées dans le courtage d'énergie, Marketing d'énergie HQ et HQ Energy Services (U.S.), sont responsables de cette activité pour le compte de la société. En 2008, le volume des exportations s'est chiffré à 21,3 TWh et elles ont rapporté des recettes de 1,9 milliard de dollars à la société publique québécoise[1].

Bien que la plupart des ventes soient, en 2009, 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 MW. Le contrat arrivera à échéance en 2015 et des négociations sont en cours afin de le renouveler[150]. Les exportations d'Hydro-Québec constituent 28 % de la consommation de cet état voisin du Québec[151]. 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[152].

La société dispose de plusieurs avantages dans ses transactions sur les marchés d'exportation. D'abord, les centrales hydrauliques avec réservoirs ne nécessitent pas de 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. Enfin, le réseau électrique québécois enregistre sa pointe annuelle en hiver à cause du chauffage, contrairement à la plupart des réseaux voisins qui connaissent une hausse marquée de la consommation l'été, en raison des besoins de climatisation des résidences et bureaux[153].

L'élection du président Barack Obama aux États-Unis, qui milite en faveur des énergies renouvelables, de l'instauration d'un système de droits d'émission échangeables et le développement des automobiles électriques, aura un impact sur la stratégie d'exportation d'Hydro-Québec. Malgré le succès de la stratégie actuelle de vente sur les marchés de court terme, le ministre responsable d'Hydro-Québec, Claude Béchard, a demandé, le 3 février 2009, la préparation d'un nouveau plan stratégique qui devra comprendre 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[154].

Présidents

Liste des présidents d'Hydro-Québec
Rang Nom Entrée en fonction
1er Télesphore-Damien Bouchard 15 avril 1944
2e L.-Eugène Potvin 29 juin 1944
3e J.-Arthur Savoie 1er juin 1955
4e Jean-Claude Lessard 7 septembre 1960
5e Roland Giroux 1er août 1969
6e Robert A. Boyd 9 août 1979
7e Guy Coulombe 15 janvier 1982
8e Claude Boivin 2 mai 1988
9e Armand Couture Septembre 1992
10e Benoît Michel 1er décembre 1995
11e André Caillé 1er octobre 1996
12e Thierry Vandal 6 avril 2005

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

Notes et références

Notes

  1. Les chutes ont été renommées chutes Churchill en l'honneur de l'ancien premier ministre britannique, sir Winston Churchill, peu après son décès en 1965.
  2. Par « accès non discriminatoire », il faut entendre qu'un grossiste canadien (hors Québec) ou américain peut utiliser les lignes d'Hydro-Québec TransÉnergie pour faire passer de l'électricité en transit (wheeling) entre l'Ontario et la Nouvelle-Angleterre ou l'État de New York, via le Québec. Cet arrangement répond aux exigences minimales de non-discrimination de l'ordonnance 890 de la Federal Energy Regulatory Commission américaine.
  3. Ce chiffre inclut 5 200 MW pour l'acheminement de l'électricité de la centrale de Churchill Falls. Cette ligne ne permet pas les transferts d'énergie dans l'autre direction.
  4. Les chiffres indiqués incluent le courtage d'énergie sur les marchés. Cette énergie n'a pas nécessairement été produite par les installations d'Hydro-Québec.

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Voir aussi

Bibliographie

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Articles connexes

Liens externes

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