Pétrole et gaz

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• Production
• Commerce et transport

Production

Pétrole brut

• Il n’y a pas de production commerciale de pétrole brut au Québec.

Produits pétroliers raffinés

• Deux grandes raffineries d’une capacité combinée de 402 milliers de barils par jour (kb/j) sont actuellement en activité au Québec :
  1. la raffinerie de Montréal (Suncor) (137 kb/j);
  2. la raffinerie Jean-Gaulin (Valero) à Lévis, près de Québec (265 kb/j)
  Le Québec et l’Ontario, qui représentent chacun environ 21 % de la capacité de raffinage totale du Canada, arrivent au deuxième rang, après l’Alberta.
• L’approvisionnement en pétrole brut des raffineries du Québec avant 2013 provenait de l’Est du Canada et des importations par la mer en provenance de l’Afrique, de l’Europe, du Moyen-Orient et de l’Amérique latine. Après 2013, l’utilisation du pétrole brut de l’Ouest canadien et des États-Unis a commencé à augmenter grâce aux livraisons par rail plus nombreuses, aux changements dans l’infrastructure pipelinière (projet d’inversion de la canalisation 9B d’Enbridge en 2015^{Note de bas de page 10}) et à la production accrue aux États-Unis.

Gaz naturel et liquides de gaz naturel (LNG)

• Il n’y a aucune production de gaz naturel ni de LGN sur le terrain au Québec.
• Des raffineries de la province produisent du propane en petites quantités.
• En 2018, le gouvernement du Québec a interdit la fracturation hydraulique.

Gaz naturel renouvelable (GNR)

• En 2022, le gouvernement du Québec a mis en place un cadre et un environnement pour accélérer la production, la distribution et l’utilisation de l’hydrogène vert et des bioénergies^{Note de bas de page 11}. L’un des objectifs de cette stratégie est d’accroître la production de bioénergies de 50 % d’ici 2030 et d’adopter une cible de 10 % de GNR dans le réseau de gaz naturel du Québec^{Note de bas de page 12}.
• Le projet de biométhanisation de la ville de Saint-Hyacinthe est entré en service en 2018 et sa capacité de production annuelle est d’environ 13 millions de mètres cubes de GNR par année^{Note de bas de page 13}.
• La coopérative agricole Agri-Énergie Warwick a mis sur pied un complexe de biométhanisation capable de produire 2,3 millions de mètres cubes de GNR par année. La construction du complexe a commencé au printemps 2020 et l’usine est entrée en service à l’hiver 2021.
• Le Centre de traitement de la biomasse de la Montérégie (CTBM) est entré en service en 2022 et produit 4,2 millions de mètres cubes de biogaz par année^{Note de bas de page 14}. Après consommation sur place, 2,1 millions de mètres cubes peuvent être injectés dans le réseau d’Énergir, la société de distribution locale.
• Le Centre de biométhanisation de l’agglomération de Québec (CBAQ) a ouvert à Québec en avril 2023. Il peut produire 10,2 millions de mètres cubes de GNR par année.
• En mai 2023, une nouvelle unité de production de GNR a été mise en service au site d’enfouissement de Saint-Étienne-des-Grès (site en anglais). Elle a été construite par la filiale canadienne de Waga Energy. Elle produit 12,4 millions de mètres cubes de GNR par année qui sont injectés dans le réseau d’Énergir.
• En 2019, la Ville de Montréal a signé un contrat avec SUEZ (qui a été acquis en 2022 par le groupe français transnational Veolia) pour la construction d’une usine de biométhanisation d’une capacité d’environ 4 millions de mètres cubes de GNR à Montréal-Est^{Note de bas de page 15}.

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Commerce et transport

Pétrole brut et liquides

• Le Québec reçoit du pétrole brut par la canalisation 9 d’Enbridge, par pétrolier et par train (figure 3). Le pipeline Portland-Montréal peut aussi approvisionner le Québec en pétrole brut, mais les volumes ont été très faibles depuis 2016.
• Depuis l’inversion de la canalisation 9, en décembre 2015, du pétrole brut est acheminé de Sarnia, en Ontario, jusqu’à Montréal, au Québec. D’une capacité de 300 kb/j, la canalisation transporte du pétrole brut provenant de l’Ouest canadien et du Midwest américain.
• Le Québec reçoit également du pétrole brut par pétroliers qui se rendent jusqu’à Montréal et à Lévis par le fleuve Saint-Laurent.
• On compte trois terminaux ferroviaires capables de recevoir du pétrole brut au Québec : un à chacune des raffineries à Montréal et à Lévis, et un autre à Sorel-Tracy. La capacité de ces installations réunies atteint approximativement 123 kb/j de pétrole brut^{Note de bas de page 16}.
• En 2023, l’acheminement de pétrole brut par le pipeline Portland Montréal a chuté pour se situer, en moyenne, à 6,2 kb/j, soit environ 3 % de sa capacité.
• En 2023, le pipeline Trans-Nord a acheminé environ 153 kb/j de PPR, dont de l’essence, du diesel, du carburant d’aviation et du combustible de chauffage, de Montréal vers des marchés de l’Ontario, et de la raffinerie à Nanticoke, en Ontario, à l’est de Toronto.
• Le pipeline Saint-Laurent de Valero a une capacité de 100 kb/j et transporte des PPR de la raffinerie de Valero, à Lévis, à un terminal de distribution à Montréal-Est et il est réglementé par la Régie du bâtiment du Québec.

Gaz naturel

• Le pipeline Trans-Québec et Maritimes (TQM) se raccorde au réseau principal de TC Énergie au Canada aux abords de Saint-Lazare, près de la frontière ontarienne. TQM transporte du gaz naturel vers des destinations au Québec et en exporte aux États-Unis. À la frontière internationale à East Hereford, TQM se raccorde au réseau de Portland Natural Gas Transmission System (en anglais) (figure 4).
• Le Québec doit s’approvisionner en gaz naturel à l’extérieur de la province pour répondre à ses besoins. Par le passé, l’Ouest canadien a fourni une grande partie du gaz naturel utilisé au Québec. Aujourd’hui, le Québec peut aussi recevoir du gaz produit aux États-Unis en raison de l’augmentation de la capacité d’importation en Ontario.
• Énergir, auparavant Gaz Métro, distribue du gaz à plus de 300 municipalités sur près de 10 000 kilomètres (km) de pipelines^{Note de bas de page 17}. Gazifère^{Note de bas de page 18}, une filiale d’Enbridge, dessert plus de 43 500 clients dans la région de l’Outaouais et possède et exploite 1 000 km de réseau gazier^{Note de bas de page 19}. Énergir et Gazifère sont réglementées par la Régie de l’énergie du Québec.
• Intragaz est un exploitant d’installations de stockage souterrain de gaz naturel qui exploite les deux seuls sites de stockage de ce type au Québec : le site de Pointe-du-Lac, d’une capacité de 1,3 milliard de pieds cubes (Gpi³), et le site de Saint-Flavien, d’une capacité de 4,2 Gpi³. Les deux sites sont reliés au pipeline de TQM.

Gaz naturel liquéfié

• Énergir exploite une usine de liquéfaction, d’entreposage et de regazéification à Montréal Est depuis 1971. En 2017, la société a triplé la capacité de production de GNL de son usine à plus de 9 Gpi³/j pour répondre à la demande croissante pour ce produit dans les secteurs du transport routier et maritime, ainsi que dans les régions qui ne sont pas raccordées au réseau de transport de gaz naturel^{Note de bas de page 20}.
• En 2016, l’Office national de l’énergie a approuvé une licence d’exportation de 25 ans [dépôt A72342] à GNL Québec pour son projet d’installation d’exportation de GNL Énergie Saguenay. Le projet devait entrer en service en 2026, mais il a été rejeté par la province de Québec en 2021 en raison de préoccupations d’ordre financier et environnemental. L’Agence d’évaluation d’impact du Canada a également rejeté le projet en 2022 en invoquant des effets environnementaux négatifs^{Note de bas de page 21}.

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Consommation d’énergie

Consommation totale d’énergie

• En 2020, la demande pour utilisation finale au Québec s’établissait à 1 728 pétajoules (PJ). La plus forte demande d’énergie a été enregistrée dans le secteur industriel (41 %), suivi du secteur des transports (24 %), du secteur résidentiel (22 %) et du secteur commercial (13 %) (figure 5). Le Québec arrivait au troisième rang au Canada pour la demande totale d’énergie, et au huitième pour la consommation par habitant.
• L’électricité était le type d’énergie le plus consommé au Québec, avec 707 PJ, ou 41 % de la demande pour utilisation finale, suivi des PPR et du gaz naturel avec 599 PJ (35 %) et 235 PJ (14 %), respectivement (figure 6).

Produits pétroliers raffinés

• En 2022, la demande d’essence pour moteur était de 988 litres par habitant au Québec, soit 4 % de moins que la moyenne nationale de 1 035 litres par habitant.
• La même année, la demande de diesel était de 554 litres par habitant au Québec, soit 28 % de moins que la moyenne nationale de 772 litres par habitant.
• La plus grande partie de l’essence consommée au Québec est raffinée dans la province. Toutefois, le Québec importe une partie de ses besoins en essence de la côte Est des États Unis et de l’Europe ou s’approvisionne dans les Maritimes.

Gaz naturel

• En 2023, la consommation de gaz naturel au Québec a totalisé en moyenne 590 millions de pieds cubes par jour (Mpi³/j), soit 5 % de la demande canadienne totale.
• C’est le secteur industriel de la province qui a été le plus grand consommateur de gaz naturel en 2023, à 385 Mpi³/j. La consommation des secteurs résidentiel et commercial a atteint 150 Mpi³/j et 56 Mpi³/j, respectivement.

Électricité

• En 2020, la consommation d’électricité par habitant au Québec s’est établie à 22,9 mégawattheures (MWh), ce qui le place au premier rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, 57 % au-dessus de la moyenne nationale. Cette situation s’explique principalement par la présence de certaines industries, comme les alumineries, qui requièrent de grandes quantités d’électricité à moindre coût, ainsi que par le fait que la majorité des résidents du Québec ont recours à l’électricité pour chauffer leur résidence.
• Au Québec, c’est le secteur industriel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2020, avec 87 TWh. Le suivaient les secteurs résidentiel et commercial avec, respectivement, 71 et 38 TWh.

Émissions de GES

• En 2022, les émissions de GES du Québec ont totalisé 79,1 mégatonnes d’équivalent en dioxyde de carbone (Mt d’éq. CO₂), soit une diminution de 6 % depuis 1990, et de 8 % depuis 2005.
• En 2022, les émissions par habitant du Québec étaient les plus faibles au Canada, à 9,1 tonnes d’éq. CO₂, ce qui est inférieur de 50 % à la moyenne canadienne de 18,2 tonnes par habitant.
• Les secteurs qui émettent le plus de GES au Québec sont ceux des transports, à 39 % du total, industriel et manufacturier, à 28 % et des bâtiments (résidentiels et commerciaux), à 12 % (figure 7).
• En 2022, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier du Québec ont totalisé 2,3 Mt d’éq. CO₂. De ce total, 0,1 Mt était attribuable au transport et 2,2 Mt au raffinage du pétrole et à la distribution du gaz naturel.
• Pratiquement toute l’électricité produite au Québec provient de ressources renouvelables. En 2022, le secteur de l’énergie québécois a émis 0,3 Mt d’éq. CO₂, soit 0,6 % des émissions canadiennes de GES provenant de la production d’électricité.
• L’intensité des GES du réseau électrique du Québec, mesurée en fonction des GES émis dans la production d’électricité, était de 1,2 gramme d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowattheure (g d’éq. CO₂ par kWh) en 2022. Il s’agit d’une baisse de 68 % par rapport au niveau de 3,8 g d’éq. CO₂ par kWh de 2005. La moyenne nationale en 2022 était de 100 g d’éq. CO₂ par kWh (figure 8).