Profils énergétiques des provinces et territoires – Québec

Production d’énergie

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)^{Note de bas de page 1} (137 kb/j);
  2. la raffinerie Jean-Gaulin (Valero)^{Note de bas de page 2} 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 3}) 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 4}. 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 5}.
• 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 6}.
• 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^{Note de bas de page 7}. 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)^{Note de bas de page 8} est entré en service en 2022 et produit 4,2 millions de mètres cubes de biogaz par année^{Note de bas de page 9}. 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)^{Note de bas de page 10} 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^{Note de bas de page 11}. 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 12}.

Électricité

• En 2021, le Québec a produit 212,9 térawattheures (TWh) d’électricité (figure 1), soit environ le tiers de toute la production d’électricité au Canada. La même année, le Québec arrivait au premier rang des producteurs d’électricité au pays, avec une capacité de production estimée à 47 078 mégawatts (MW).
• Avec une capacité installée de 41 487 MW, l’hydroélectricité représentait 94 % de l’électricité produite au Québec en 2021. Cela inclut la plus grande centrale hydroélectrique du Canada, soit l’aménagement Robert-Bourassa dans le nord du Québec, dont la capacité s’élève à 5 616 MW^{Note de bas de page 13}. Les installations ont fait l’objet de travaux de remise en état qui se sont achevés en 2022.
• Le plus récent aménagement hydroélectrique du Québec est le complexe hydroélectrique de la Romaine^{Note de bas de page 14}, qui est situé sur la rivière Romaine, dans la région de la Côte-Nord. Il comprend quatre centrales : Romaine -1 (270 MW), Romaine-2 (640 MW), Romaine 3 (395 MW) et Romaine-4 (245 MW). La capacité installée totale s’élève à 1 550 MW. La construction a commencé en 2009 et s’est terminée en 2023 avec l’achèvement de la Romaine-4.
• À environ 5 % de la production totale, l’électricité d’origine éolienne était la deuxième source de production d’énergie au Québec en 2021. La capacité éolienne est estimée à 4 363 MW et représentait 9 % de la capacité de production de la province en 2021. Les deux plus grands parcs éoliens du Canada sont situés au Québec : Seigneurie de Beaupré^{Note de bas de page 15} (364 MW) et Rivière-du-Moulin^{Note de bas de page 16} (350 MW).
• Cinq parcs éoliens ont été mis en service depuis 2018 :
  1. Mont Sainte-Marguerite^{Note de bas de page 17} (147 MW), 2018
  2. Nicolas-Riou^{Note de bas de page 18} (224 MW), 2018
  3. Dune-du-Nord^{Note de bas de page 19} (6,4 MW), 2020
  4. Belles-Rivières (24 MW), 2021
  5. Des Cultures^{Note de bas de page 20} (24 MW), 2022
• La construction du parc éolien Apuiat^{Note de bas de page 21}, d’une capacité de 200 MW, a débuté en 2023. La mise en service du projet est prévue pour décembre 2024. Partenariat entre les communautés innues et Boralex, ce parc éolien sera construit à Port-Cartier, sur la Côte Nord.
• Les autres sources d’énergie utilisées dans la production d’électricité au Québec comprennent la bioénergie, le diesel (dans les collectivités éloignées), le gaz naturel (principalement pour les pics de demande en période hivernale) et l’énergie solaire.
• Les plus récentes centrales solaires d’Hydro-Québec, à savoir Robert-A.-Boyd et Gabrielle Bodis^{Note de bas de page 22}, situées respectivement à Varennes et à La Prairie, ont été mises en service en juin 2021. Leur capacité combinée est de 9,5 MW.
• Hydro-Québec produit la plus grande partie de l’électricité dans la province à partir, notamment, de 61 centrales hydroélectriques. Des producteurs indépendants exploitent plusieurs centrales hydroélectriques plus petites ainsi que toutes les installations de transformation de la bioénergie et les parcs éoliens.

Transport et commerce de l’énergie

Pétrole brut et liquides

• Le Québec reçoit du pétrole brut par la canalisation 9 d’Enbridge^{Note de bas de page 23}, par pétrolier et par train (figure 2). Le pipeline Portland-Montréal^{Note de bas de page 24} 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 25}.
• 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^{Note de bas de page 26} 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^{Note de bas de page 27} 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^{Note de bas de page 28}.

Gaz naturel

• Le pipeline Trans-Québec et Maritimes^{Note de bas de page 29} (TQM) se raccorde au réseau principal de TC Énergie^{Note de bas de page 30} 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^{Note de bas de page 31} (figure 3).
• 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^{Note de bas de page 32}, 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 33}. Gazifère^{Note de bas de page 34}, 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 35}. Énergir et Gazifère sont réglementées par la Régie de l’énergie du Québec^{Note de bas de page 36}.
• Intragaz^{Note de bas de page 37} 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 38}.
• 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 39}.

Électricité

• En 2023, les importations interprovinciales et internationales nettes d’électricité du Québec ont totalisé 14,2 TWh. Le Québec est habituellement le plus grand exportateur d’électricité au Canada, mais cette année-là, les exportations ont diminué en raison des faibles niveaux d’eau dans les réservoirs hydroélectriques^{Note de bas de page 40}.
• En vertu de contrats à long terme conclus en 1969, Hydro-Québec a accès, jusqu’en 2041, à environ 85 % des 5 428 MW d’électricité produite à la centrale hydroélectrique de Churchill Falls^{Note de bas de page 41}, au Labrador. Il s’agit de la deuxième centrale hydroélectrique souterraine en importance en Amérique du Nord. Des négociations sont en cours pour accroître la production de 1 600 MW^{Note de bas de page 42}.
• Le Québec fait également le commerce de l’électricité sur les marchés du Nord-Est des États-Unis, principalement ceux de la Nouvelle-Angleterre et de New York. En 2022, le Québec a exporté plus d’électricité vers les États-Unis que toute autre province, ses exportations brutes ayant atteint 22,6 TWh^{Note de bas de page 43}.
• Hydro-Québec exploite 34 922 km de lignes de transport d’électricité et quelque 228 568 km de lignes de distribution^{Note de bas de page 44}. Quinze interconnexions relient le réseau électrique du Québec à des réseaux de l’Ontario, des provinces maritimes et du Nord-Est des États-Unis.
• Les travaux de construction du projet de ligne d’interconnexion des Appalaches-Maine^{Note de bas de page 45} ont commencé à l’été 2023. Le projet augmentera la capacité d’échange entre le Québec et la Nouvelle-Angleterre grâce à quelque 100 km de lignes de transport d’électricité à courant continu de 320 kilovolts reliant ces deux régions. Le projet a été approuvé^{Note de bas de page 46} par le gouvernement et la Régie de l’énergie du Canada en 2021, et sa mise en service est prévue pour 2025.
• Les travaux de construction du projet de ligne d’interconnexion Hertel-New York^{Note de bas de page 47} ont commencé en janvier 2024. Le projet vise à fournir 1 250 MW d’électricité produite au Québec à New York. Au Québec, le projet prévoit la construction d’une ligne de 57,7 km qui se raccordera au projet Champlain Hudson Power Express aux États-Unis. Le projet a été approuvé par la Régie en juillet 2023^{Note de bas de page 48}.

Consommation d’énergie et émissions de gaz à effet de serre

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 4). 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 5).

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 6).
• 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 7).

Organismes de réglementation de l’énergie

• La Régie de l’énergie du Québec
• Régie de l’énergie du Canada – L’électricité renouvelable au Canada – Québec

Date de modification :

2024-09-10