Profils énergétiques des provinces et territoires – Québec

Quebec

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Table des matières
  • Figure 1: Production d’électricité par type de combustible (2018)

    Figure 1: Production d’électricité par type de combustible (2018)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2019

    Description :
    Ce diagramme circulaire illustre la production d’électricité au Québec par méthode de production. En 2018, la production totale d’électricité s’est élevée à 213,7 TWh.

  • Figure 2 : Carte de la capacité de production d’électricité et des sources de combustible primaire

    Figure 2 : Carte de la capacité de production d’électricité et des sources de combustible primaire Map

    Source et description :

    Source :
    Régie, Ressources naturelles Canada

    Description :
    Cette carte montre les installations de production d’électricité au Québec. On y indique leur capacité et leur source du combustible primaire.

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  • Figure 3 : Carte de l’infrastructure de pétrole brut

    Figure 3 : Carte de l’infrastructure de pétrole brut

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    Source :
    Régie

    Description :
    Cette carte montre tous les principaux oléoducs ainsi que les principales voies ferrées et raffineries au Québec.

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  • Figure 4 : Carte de l’infrastructure de gaz naturel

    Figure 4 : Carte de l’infrastructure de gaz naturel

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    Source :
    Régie

    Description :
    Cette carte montre tous les principaux gazoducs au Québec.

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  • Figure 5 : Demande pour utilisation finale par secteur (2017)

    Figure 5 : Demande pour utilisation finale par secteur (2017)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2019

    Description :
    Ce diagramme circulaire présente la demande d’énergie pour utilisation finale au Québec par secteur. En 2017, la demande d’énergie pour utilisation finale a totalisé 1 770 PJ. Le secteur industriel vient au premier rang avec 39 % de la demande totale, suivi des transports (30 %), puis des secteurs résidentiel (20 %) et commercial (10 %).

  • Figure 6 : Demande pour utilisation finale par combustible (2017)

    Figure 6 : Demande pour utilisation finale par combustible (2017)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2019

    Description :
    Cette figure illustre la demande pour utilisation finale par type de combustible au Québec en 2017. Les produits pétroliers raffinés ont compté pour 710 PJ (40 %) de la demande, suivis de l’électricité, avec 627 PJ (35 %), du gaz naturel, à 252 PJ (15 %), des biocarburants, à 162 PJ (9 %) et des autres combustibles, à 19 PJ (1 %).
    Remarque : Les autres combustibles comprennent le charbon, le coke et le gaz de cokerie.

  • Figure 7 : Émissions de GES par secteur

    Figure 7 : Émissions de GES par secteur

    Source et description :

    Source :
    Environnement et Changement climatique Canada – Rapport d'inventaire national

    Description :
    Ce graphique à colonnes empilées illustre les émissions de GES au Québec par tranches de cinq ans, de 1990 à 2017 en Mt d’éq. CO2. Les émissions totales de GES ont diminué au Québec, passant de 87,1 Mt d’éq. CO2 en 1990 à 77,0 Mt en 2017.

Production énergétique

Pétrole brut

  • Le Québec ne produit pas de pétrole brut commercial.

Produits pétroliers raffinés

  • Deux grandes raffineries sont actuellement en activité au Québec, d’une capacité combinée de 372 milliers de barils par jour (kb/j) : la raffinerie de Montréal (Suncor), dans la ville du même nom, et la raffinerie Jean-Gaulin (Valero), à Lévis, près de Québec. La raffinerie de Suncor peut produire jusqu’à 137 kb/j et celle de Valero, 235 kb/j.
  • 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’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 (inversion de la canalisation 9B d’Enbridge en 2015) et à la production accrue aux États-Unis.

Gaz naturel et liquides de gaz naturel (LGN)

  • Il n’y a pas production de gaz naturel ni de production sur le terrain de LGN au Québec.
  • En 2011, le Québec a adopté la Loi limitant les activités pétrolières et gazières. Cette loi interdisait l’activité pétrolière et gazière dans la partie du fleuve Saint-Laurent située en amont de l’île d’Anticosti et sur les îles se trouvant dans cette partie du fleuve. Pour les activités terrestres, la loi dispensait les titulaires de permis d’exécuter les travaux de recherche exigés et suspendait la période de validité des permis, le temps de mener une étude environnementale stratégique sur le gaz de schiste.  En 2014, la loi adoptée en 2011 a été reconduite jusqu’à ce qu’une nouvelle loi vienne encadrer l’exploration pétrolière et gazière dans la province. En 2016, l’Assemblée nationale du Québec a adopté la loi 106, qui a donné naissance à la Loi concernant la mise en œuvre de la Politique énergétique 2030 et modifiant diverses dispositions législatives. En 2018, des modifications ont été proposées à cette loi en vue d’interdire la fracturation hydraulique et d’adopter d’autres mesures visant l’ensemble du territoire québécois, notamment l’encadrement des activités de forage près des centres urbains. Ces modifications sont mortes au feuilleton lors du déclenchement de l’élection provinciale.
  • En 2017, le gouvernement du Québec a mis un terme à l’exploration pétrolière et gazière sur l’île d’Anticosti afin d’appuyer la candidature d’Anticosti au patrimoine mondial de l’UNESCO.
  • La coopérative agricole Coop Agri-Énergie Warwick s’affaire actuellement à un complexe de biométhanisation capable de produire 2,3 millions de mètres cubes de gaz naturel renouvelable (GNR) par année. La construction du complexe débutera au printemps 2020 pour une mise en service à l’automne de la même année.
  • Les raffineries du Québec produisent du propane et du butane en faibles quantités.

Électricité

  • En 2018, le Québec a produit 213,7 térawattheures (TWh) d’électricité (figure 1), soit environ le tiers de toute la production d’électricité au Canada. Le Québec est le plus grand producteur d’électricité au pays, avec une capacité de production de 46 176  mégawatts (MW).
  • Avec une capacité installée de 40 853 MW, les centrales hydroélectriques fournissent environ 95 % de l’électricité du Québec. Elles comprennent la plus grande centrale énergétique au Canada, soit la centrale Robert-Bourassa dans le Nord-du-Québec, dont la capacité s’élève à 5 616 MW. Les travaux de réhabilitation en cours à cette centrale s’échelonneront jusqu’en 2022. Une autre grande centrale hydroélectrique, le complexe de la Romaine, est en construction sur la rivière Romaine, dans la région de la Côte-Nord. Une fois la construction achevée, ses quatre aménagements hydroélectriques auront une capacité de production de 1 550 MW. Les aménagements Romaine-1 (270 MW), Romaine-2 (640 MW) et Romaine-3 (395 MW) sont déjà en service. Le dernier aménagement, Romaine-4, d’une capacité de 245 MW, devrait entrer en service en 2021.
  • L’énergie éolienne est la deuxième source d’électricité en importance au Québec. En 2018, la capacité de production éolienne atteignait 4 096 MW, ce qui correspond à 4% de la capacité de production de la province. Le dernier parc éolien mis en service est celui du Mont Sainte-Marguerite, d’une puissance installée de 143 MW, en mars 2018. Le parc éolien Nicolas-Riou de 225 MW a également été mis en service en 2018.
  • Les autres sources d’électricité comprennent le gaz naturel (principalement pour les pics de demandes en période hivernale), le diesel (pour l’énergie dans les collectivités éloignées) et la biomasse
  • Hydro-Québec produit la plus grande partie de l’électricité dans la province à partir, notamment, de 62 centrales hydroélectriques. Des producteurs indépendants exploitent plusieurs centrales hydroélectriques plus petites ainsi que toutes les installations de transformation de la biomasse et les parcs éoliens.
  • D’importants travaux de réhabilitation de nombreuses centrales sont prévus au cours des prochaines années, notamment à la centrale de Beauharnois et à la centrale Robert-Bourassa. D’autres projets sont aussi au programme. Ceux-ci visent à assurer la pérennité des installations hydroélectriques du Québec et à optimiser leur rendement énergétique.

Transport et commerce de l’énergie

Pétrole brut et liquides

  • Le Québec reçoit du pétrole brut par la canalisation 9 d’Enbridge, par train et par pétrolier (figure 2). 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. La capacité de cette canalisation est de 300 kb/j; ce pipeline transporte un mélange de pétrole provenant de l’Ouest canadien et du Midwest américain.
  • En 2018, les livraisons de pétrole brut importé et de l’Est du Canada par le pipeline Portland-Montréal ont chuté à 2,5 kb/j en moyenne, soit moins de 1 % de sa capacité.
  • On compte trois terminaux ferroviaires capables de recevoir des cargaisons de pétrole brut au Québec : un à chacune des raffineries de Suncor et de Valero, et un autre à Sorel-Tracy. La capacité de ces installations réunies atteint approximativement 123 kb/j de pétrole brut.
  • Le Québec reçoit du pétrole brut par pétrolier à Montréal et à Lévis.
  • En 2018, le pipeline Trans-Nord a acheminé environ 170 kb/j de produits pétroliers raffinés, dont de l’essence, du diesel, du carburant d’aviation et du combustible de chauffage, de Montréal vers des marchés de l’Ontario.
  • Le pipeline Saint-Laurent de Valero a une capacité de 100 kb/j et transporte des produits pétroliers raffinés de la raffinerie de Valero, à Lévis, à un terminal de distribution dans l’Est de Montréal.

Gaz naturel

  • Le gazoduc Trans-Québec et Maritimes (TQM) se raccorde au réseau principal canadien de TC Energy à la frontière ontarienne, près d’Ottawa. Il transporte du gaz naturel pour consommation intérieure au Québec ainsi que pour l’exportation, grâce à une interconnexion avec le réseau de Portland Natural Gas Transmission System à East Hereford. (figure 3).
  • Traditionnellement, le gaz naturel consommé au Québec provenait de l’Ouest canadien. Plus récemment, la hausse de la production gazière aux États-Unis, l’inversion de points d’exportation en Ontario et de nouveaux raccordements entre l’Ontario et le Québec ont ouvert la porte à de plus importantes livraisons de gaz américain vers le Québec.
  • Énergir, auparavant Gaz Métro, distribue du gaz à environ 300 municipalités sur plus de 10 000 kilomètres (km) de pipelines. Enbridge Gazifère exploite 987 km de canalisations et dessert la région de l’Outaouais. Énergir et Gazifère sont réglementées par la Régie de l’énergie du Québec.

Gaz naturel liquéfié (GNL)

  • Énergir exploite une usine de liquéfaction, d’entreposage et de regazéification dans l’Est de Montréal depuis 1971. En 2017, elle a accru la capacité de son usine pour répondre à la demande croissante de GNL sur les marchés du transport routier et maritime, ainsi que dans les régions éloignées qui ne sont pas raccordées au réseau de transport de gaz naturel.
  • En 2015, l’Office national de l’énergie a accordé une licence d’exportation de 25 ans à Stolt LNGaz pour un volume maximal de 80 Mpi3/j. Le projet a aussi obtenu les autorisations provinciales. La décision d’investissement définitive n’a pas encore été prise pour ce projet, qui comprend une proposition de terminal de liquéfaction près de Bécancour. 
  • En 2016, l'ONÉ (maintenant la REC) a approuvé une demande de GNL Québec pour une licence d'exportation de 25 ans pour son projet de construction du terminal d’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) – Projet Énergie Saguenay, près du Saguenay. Le terminal d’exportation nécessitera un nouveau gazoduc le reliant au réseau principal canadien de TC Energy en Ontario, ce qui permettra l’approvisionnement en gaz de l’ouest du Canada. Le gazoduc proposé de 750 km est développé par Gazoduq Inc.

Électricité

  • En 2018, les exportations interprovinciales et internationales nettes d’électricité du Québec ont totalisé 3,4 TWh. En vertu de contrats à long terme, Hydro-Québec a accès, jusqu’en 2041, à la quasi-totalité de l’électricité produite à la centrale hydroélectrique de 5 428 MW de Churchill Falls, au Labrador.
  • Le Québec fait également le commerce de l’électricité sur les marchés du Nord-Est des États unis, principalement en Nouvelle-Angleterre et dans l’État de New York. En 2018, le Québec était le plus grand exportateur d’électricité vers les États-Unis de toutes les provinces canadiennes.
  • En 2019, Hydro Québec exploitait 34 802 km de lignes de transport d’électricité et quelque 225 304 km de lignes de distribution. Quinze interconnexions relient le réseau électrique du Québec à ceux de l’Ontario, du Nouveau-Brunswick et du Nord-Est des États-Unis.
  • Le projet d’interconnexion Appalaches-Maine vise à accroître la capacité d’échange entre le Québec et la Nouvelle-Angleterre; il consiste en la construction d’une ligne de transport à courant continu de 320 kilovolts d’environ 100 km entre le Québec et la Nouvelle-Angleterre. Le processus visant à obtenir les autorisations requises se poursuit. La mise en service des nouveaux équipements est prévue pour 2022.

Consommation d’énergie et émissions de gaz à effet de serre (GES)

Consommation totale d’énergie

  • En 2017, la demande énergétique pour utilisation finale au Québec a totalisé 1 770 pétajoules (PJ). Le secteur industriel vient au premier rang pour la demande d’énergie, avec 39 % de la demande totale, suivi des transports, à 30 %, du secteur résidentiel, à 20 %, et du secteur commercial, à 10 % (figure 5). Le Québec arrive au troisième rang au Canada pour la demande totale d’énergie et au neuvième rang pour la consommation par habitant.
  • Les produits pétroliers raffinés ont été le principal type de combustible utilisé au Québec, avec 710 PJ, ou 40 %. Suivent l’électricité et le gaz naturel avec 627 PJ (35 %) et 252 PJ (14 %), respectivement (figure 6).

Produits pétroliers raffinés

  • 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 encore des Maritimes.
  • Le Québec constitue le deuxième marché en importance pour les produits pétroliers raffinés au Canada, après l’Ontario. En 2018, la demande de produits pétroliers raffinés du Québec s’est élevée à 381 kb/j, soit 20 % de la demande pour l’ensemble du Canada. De la demande totale du Québec, 180 kb/j provenaient de l’essence automobile et 85 kb/j du diesel.
  • En 2018, l’utilisation de produits pétroliers raffinés par habitant a été de 2 682 litres (17 barils) au Québec, soit 12 % de moins que la moyenne nationale de 3 038 litres par habitant. 

Gaz naturel

  • En 2018, la consommation de gaz naturel au Québec a totalisé en moyenne 591 millions de pieds cubes par jour (Mpi3/j), soit 5 % de la demande canadienne totale.
  • La même année, le plus grand consommateur de gaz naturel au Québec a été le secteur industriel, avec 373 Mpi3/j. La consommation des secteurs commercial et résidentiel s’est chiffrée à 153 Mpi3/j et 64 Mpi3/j, respectivement.

Électricité

  • En 2017, la consommation d’électricité par habitant au Québec s’est établie à 21 mégawattheures (MWh), ce qui le place au premier rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, 44 % 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. La majorité des résidents du Québec ont aussi 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 2017, avec 84,1 TWh. Les secteurs résidentiel et commercial ont consommé 66,6 TWh et 23 TWh, respectivement. La demande d’électricité du Québec a diminué de 1% depuis 2005.

Émissions de GES

  • En 2017, les émissions de GES du Québec ont totalisé 77,9 mégatonnes (Mt) d’équivalent en dioxyde de carbone (éq. CO2)Note de bas de page 1, une baisse de 9 % depuis 1990.
  • Les émissions par habitant du Québec sont les plus faibles au Canada, à 9,4 tonnes d’éq. CO2, soit 52 % sous la moyenne nationale de 19,6 tonnes par habitant.
  • Les secteurs qui émettent le plus de GES au Québec sont les transports, avec 41 % du total, les industries lourdes (fonderies, cimenteries et usines de pétrochimie), à 25 % et les bâtiments (résidentiels et commerciaux), à 14 % (figure 7).
  • En 2017, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier du Québec ont totalisé 2,1 Mt d’éq. CO2. De ce total, 0,1 Mt était attribuable au transport et 2,0 Mt découlaient du raffinage du pétrole et de la distribution du gaz naturel.
  • Pratiquement toute l’électricité produite au Québec provient de ressources renouvelables, soit environ de 99 %. En 2017, le secteur de l’énergie québécois a émis 0,3 Mt d’éq. CO2, soit 0,4 % des émissions canadiennes de GES provenant de la production d’électricité.

Complément d’information

Sources des données

Les profils énergétiques des provinces et territoires s’harmonisent avec les plus récents ensembles de données d’Avenir énergétique du Canada en 2019 de la Régie. Les concepteurs d’Avenir énergétique puisent dans diverses sources de données; ils se basent généralement sur celles de Statistique Canada et font des ajustements selon les circonstances particulières de chaque province et territoire. Les ajustements sont nécessaires pour assurer l’uniformité et la comparabilité des données sur les provinces et territoires.

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