Energie au Québec

Energie au Québec

Énergie au Québec

Énergie au Québec
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Importations d'agents énergétiques
Pétrole et produits pétroliers 158 millions de barils (2007)[1]
Gaz naturel 5,0 milliards m3 (2006)[2]
Combustible nucléaire 85 tonnes (2007) [3]
Charbon 535 100 tonnes (2007) [4]
Électricité -6,3 TWh (2006)[5],[note 1]
Production
Production indigène
d'électricité		 212 5 TWh dont :
hydroélectricité (96.8 %), nucléaire (2.3 %),autres (0.9 %),
Consommation finale
Total 41 millions tep (2006)[6]
Par agent énergétique Électricité[7] (40.4 %),Pétrole[7] (36.8 %),Gaz naturel[7] (12.6 %),Biomasse[7] (9.4 %),Charbon[7] (0.9) %,
Par secteur Ménages 18,4 %
Industrie 40,3 %
Transports 24,7 %
Services 16,6 %
Par habitant 224,53 GJ/hab. (5,36 tep/hab.) (2006)[6],[note 2]
Source : Ministère des Ressources naturelles et de la Faune du Québec[note 3]

Le secteur de l'énergie au Québec présente les caractéristiques d'une économie industrialisée, mais certaines caractéristiques particulières lui confèrent une personnalité unique. Doté de vastes ressources renouvelables en raison de ses milliers de rivières, de ses riches gisements éoliens et d'immenses forêts boréales, qui couvrent la moitié de son territoire, le Québec produit environ la moitié de toute l'énergie finale consommée par ses habitants.

La structure industrielle et une partie de la vitalité économique du Québec ont été fortement influencées par la présence de sources d'énergie abondantes, peu chères et renouvelables. La proximité de ces sources d'énergie a eu une influence déterminante sur le développement de régions comme le Saguenay–Lac-Saint-Jean, la Mauricie et la Côte-Nord, non seulement sur le plan du développement économique, mais sur le peuplement même de ces régions du Québec.

Bien qu'il produise une grande quantité d'énergie, le Québec en consomme beaucoup, à l'instar de ses voisins nord-américains ; sa consommation énergétique par habitant, estimée à 224,53 gigajoules en 2006[6], le classe parmi les peuples les plus énergivores du monde. Le Québec se classe au second rang mondial pour la consommation d'électricité par habitant, derrière l'Islande et devant la Norvège, avec une consommation annuelle moyenne de 27 518 kilowatts-heure en 2005[8].

Sommaire

Électricité

Article principal : Hydro-Québec.

L'électricité est la principale source d'énergie utilisée au Québec et représente 40,4 % de la consommation finale[7]. Hydro-Québec exerce un quasi-monopole sur la production, le transport et la distribution de l'électricité sur l'ensemble du territoire québécois. La presque totalité de l'énergie électrique consommée au Québec provient de centrales hydroélectriques (96,8 %)[9].

Production d'électricité disponible par source d'énergie en GWh[9]
2006 2001 1996 1991 1986 1981
Hydraulique 205 661 195 604 192 445 166 302 177 107 139 916
Nucléaire 4 871 4 987 5 558 4 145 4 020 —
Éolien 448 202 — — — —
Produits pétroliers 378 1 128 595 438 184 245
Gaz naturel 677 383 412 131 — —
Biomasse 419 519 198 — — —
Total 212 454 202 823 199 208 171 016 181 311 140 161

La croissance du parc de production d'Hydro-Québec a été particulièrement notable durant les 20 années qui ont suivi la seconde nationalisation de l'électricité, en 1963. Hydro-Québec a presque quadruplé sa capacité de production, passant de 6 800 mégawatts à presque 24 000, grâce à la construction et de la mise en service de deux grands projets de complexes hydroélectriques : les sept premières centrales du projet Manic-Outardes, sur la Côte-Nord, ainsi que les trois centrales de la phase I du projet de la Baie-James. Ces ouvrages ont ajouté une capacité combinée de plus de 10 000 mégawatts[10].

En 2008, la société d'État québécoise figure parmi les plus grands producteurs d'hydroélectricité au monde avec une puissance hydraulique installée de 34 118 mégawatts, sur une capacité totale de 36 429 mégawatts. Cinq de ses aménagements hydroélectriques dépassent les 2 000 mégawatts — les centrales Manic-5, La Grande-4, La Grande-3, La Grande-2-A et Robert-Bourassa — alors que 7 autres ont une capacité de plus de 1 000 mégawatts[10].

Production

Production hydroélectrique

Article connexe : Liste des centrales hydroélectriques au Québec.
L'intérieur de la centrale Robert-Bourassa. D'une capacité de 5 616 mégawatts, cette centrale souterraine inaugurée en 1979 est la plus plus puissante du genre au monde.

Hydro-Québec possède en tout 59 centrales hydroélectriques, aménagées sur 13 des 430 bassins versants du Québec, dont le fleuve Saint-Laurent et les rivières des Outaouais, Gatineau, Saint-Maurice, aux Outardes, Manicouagan et La Grande. Les huit centrales installées dans ce dernier bassin versant fournissent plus de 43 % de toute l'électricité produite au Québec.

Une dizaine de grands ouvrages ont été construits entre 1959 et 1984, une période caractérisée par la construction de complexes hydroélectriques majeurs de Manic-Outardes et de la Baie-James. Ces deux complexes ont ajouté 17 000 mégawatts à la capacité installée québécoise.

La construction de grands projets hydroélectriques a repris depuis le début des années 2000, avec des projets à la baie James, au Saguenay–Lac-Saint-Jean, en Mauricie, en Outaouais et sur la Côte-Nord. La construction d'un aménagement de quatre nouvelles centrales sur la rivière Romaine, au nord-est de Havre-Saint-Pierre a débuté le 13 mai 2009[11]. Les ouvrages de ce complexe sont conçus pour livrer 1 550 mégawatts supplémentaires au réseau québécois. Elles devraient être mises en service entre 2014 et 2020[12].

Barrage de la compagnie AbitibiBowater à Chicoutimi (quartier du Bassin).

Lors de la nationalisation de 1963, le gouvernement a volontairement évité de prendre le contrôle des installations d'autoproduction de la grande industrie construites sur son territoire. Cette décision fait en sorte que Rio Tinto Alcan constitue le deuxième producteur d'hydroélectricité au Québec, avec une puissance installée de 2 042 mégawatts en 2008[13]. D'autres grandes entreprises industrielles possèdent des centrales qui alimentent leurs installations, dont AbitibiBowater[14] et Alcoa[15].

Certains acteurs secondaires du secteur énergétique, comme Énergie Brookfield, Innergex, Boralex et Algonquin Power Fund, se sont plutôt spécialisés dans la construction et l'exploitation de petites centrales hydroélectriques et la réfection de centrales désaffectées. Enfin, certains exploitants de réseaux municipaux d'électricité — en particulier les villes de Sherbrooke, Saguenay, Magog et Coaticook — exploitent de petites centrales au fil de l'eau situées sur leur territoire.

Production nucléaire

Article connexe : Centrale nucléaire de Gentilly.
Grappes de combustibles utilisés dans une centrale nucléaire CANDU. Hydro-Québec opère en 2009 une centrale de ce type à Gentilly, près de Bécancour.

Près de 40 ans après un intense débat sur la pertinence d'adopter la technologie nucléaire, cette forme d'énergie demeure relativement marginale dans le bilan énergétique québécois. En 2007, l'électricité produite par la fission nucléaire ne constituait que 2,97 % de tous les approvisionnements d'Hydro-Québec[16].

Le Québec dispose de deux centrales nucléaires, les centrales Gentilly-1 et Gentilly-2, construites entre 1966 et 1983 sur les bords du fleuve Saint-Laurent, à Bécancour, en face de Trois-Rivières. La première, un réacteur CANDU-BLW construit par Énergie atomique du Canada Limitée (EACL) et d'une puissance nette de 266 mégawatts, a été mise en service en novembre 1970. La centrale n'a produit de l'électricité que pendant deux brèves périodes, totalisant 183 jours, en 1972. Elle a été mise en état de conservation par EACL en 1980, qui en demeure propriétaire[17].

La seconde, une centrale de type CANDU-PHW de 675 mégawatts, a été mise en service commercial par Hydro-Québec en 1983, après une période de construction échelonnée sur 10 ans[17]. Après plusieurs années d'études, le gouvernement du Québec a annoncé, le 19 août 2008, la réfection de la centrale de Gentilly-2. L'opération de réfection nécessitera la fermeture de la centrale entre le printemps de 2011 et l'automne de 2012. Le projet, d'un coût total estimé à 1,9 milliard de dollars canadiens, prolongera la vie utile de la centrale jusqu'en 2035[18]. Hydro-Québec mise sur l'expérience acquise pendant la réfection de la Centrale nucléaire de la Pointe Lepreau, une centrale presque identique située au Nouveau-Brunswick et gérée par Énergie NB, pour optimiser son programme de réfection[19].

La centrale de Gentilly-2 utilise annuellement de 4 500 à 5 000 grappes de combustible nucléaire renfermant chacune 19 kg d'uranium naturel sous forme de dioxyde d'uranium (UO2). L'ensemble de l'uranium utilisé est importé de la Saskatchewan[20].

Le sous-sol québécois recèle quelques gîtes d'uranium ; sept types de gîtes sont reconnus dans la littérature. Les campagnes d'exploration entreprises dans les années 1980 n'ont toutefois pas trouvé de gisement rentable. Cependant, plusieurs compagnies minières s'intéressent à nouveau au potentiel des gisements identifiés et ont établi de nouveaux programmes d'exploration depuis l'automne 2004[21]. La pression sur la demande mondiale ont fait bondir les budgets consacrés à la prospection de nouvelles sources d'uranium. Les dépenses d'exploration au Québec à ce chapitre ont bondi au cours des dernières années, passant de 1,3 million de dollars en 2004 à 70,9 millions de dollars en 2007[22].

Production thermique

La centrale de Tracy.

La production d'électricité par combustion fossile reste marginale au Québec. La centrale de Tracy, une centrale au mazout mise en service entre 1964 et 1968 et héritée de la Shawinigan Water and Power Company[23], est la seule grande centrale du type dans le parc d'Hydro-Québec. La société d'État utilise très peu la centrale de Tracy, d'une capacité de 660 mégawatts, ainsi que les trois turbines à gaz qu'elle possède à Bécancour, La Citière et Cadillac, près de Rouyn-Noranda.

Hydro-Québec Distribution exploite également une série de 23 génératrices au diesel qui alimentent en électricité les régions qui ne sont pas reliées au réseau principal de transport d'électricité d'Hydro-Québec TransÉnergie. La plus importante de ces centrales est située aux Îles de la Madeleine[24]. Les autres sont réparties dans des villages au Nunavik, sur la Basse-Côte-Nord et en Haute-Mauricie.

À l'exception des centrales alimentant les réseaux autonomes, une seule centrale thermique d'importance a fourni de l'électricité sur une base régulière au cours de la deuxième moitié des années 2000. Il s'agit d'une centrale à cycle combiné au gaz naturel construite et exploitée par TransCanada Energy, située à Bécancour. Ouverte en 2006, la centrale a fonctionné pendant plus d'un an. Cependant, la Régie de l'énergie du Québec a autorisé une entente proposée par Hydro-Québec, pour fermer la centrale pendant les années 2008 et 2009, en raison d'une augmentation de la demande moins forte que prévu et de l'hydraulicité favorable enregistrée depuis quelques années[25],[26].

Un autre projet de centrale thermique a suscité beaucoup de controverse. Annoncé en 2001, le projet du Suroît, une centrale thermique à cycle combiné qu'Hydro-Québec voulait construire à Beauharnois, à proximité de la centrale hydroélectrique existante, a soulevé un tollé dans la population. Le débat sur la ratification par le Canada du protocole de Kyoto au début des années 2000 ainsi qu'un niveau d'émissions estimé de 2,25 millions de tonnes de dioxyde de carbone par année — soit 3 % du total québécois — ont rendu le projet impopulaire dans l'opinion publique[27].

Le gouvernement de Jean Charest abandonne le Suroît en novembre 2004[28],[29], en raison de l'opposition des Québécois — 67 % des personnes interrogées dans un sondage mené en janvier 2004 disaient y être opposées[27].

Production éolienne

Article principal : énergie éolienne au Québec.
Éolienne à axe vertical en Gaspésie.

Malgré une importante percée au cours des dernières années, l'énergie éolienne tarde à s'imposer comme une composante importante du bilan énergétique québécois. En 2007, l'éolien ne constituait que 0,32 % de tous les approvisionnements électriques vendus par Hydro-Québec. Cette obscurité relative de l'éolien dans les statistiques cache toutefois un développement de cette industrie, stimulée par deux appels d'offres d'Hydro-Québec Distribution, en 2003 et 2005, afin d'acheter respectivement 1 000 et 2 000 mégawatts d'énergie produite par le vent[30].

Les grands appels d'offres d'Hydro-Québec pour deux blocs d'énergie éolienne ont permis de développer une petite industrie québécoise de fabrication de composantes d'éoliennes qui vend aux futurs exploitants des parc éoliens québécois et qui exporte une partie de sa production au Canada et à l'étranger. Les entreprises Marmen, Composite VCI et LM Glassfiber emploient quelques centaines de personnes dans leurs usines en Gaspésie[31]. Les premières livraisons en vertu des appels d'offre d'Hydro-Québec ont eu lieu en 2006, et s'échelonnent jusqu'en décembre 2015[30].

Le développement éolien a soulevé plusieurs polémiques sur le modèle de développement choisi par le gouvernement, qui a exclu Hydro-Québec ou une autre société d'État du processus d'appel d'offres[32], sur les redevances versées par les producteurs aux propriétaires de terrain et aux municipalités-hôtesses ou encore sur la réaction des résidents, notamment en Gaspésie, qui ont vu pousser des grands parcs de 50 à 100 hélices dans leur milieu de vie.

Transport de l'électricité

Le poste Saint-Sulpice d'Hydro-Québec TransÉnergie, situé à L'Assomption.

Au chapitre du transport de l'électricité, la division TransÉnergie d'Hydro-Québec exploite le plus grand réseau de transport de l'électricité en Amérique du Nord[10]. Long de 33 058 km, dont 11 422 km à 765 et 735 kV[10], il a la particularité d'être organisé autour de grands axes à très haute tension (735 kV ou ±450 kV c.c.) qui relient les centres de production éloignés de la Côte-Nord, du Nord-du-Québec ou du Labrador, aux grands centres de consommation de Québec et Montréal.

Cette particularité du réseau électrique québécois fait en sorte que le Québec gère un réseau électrique distinct, relié au réseau de l'est du continent par une série de 19 interconnexions, dont plusieurs interconnexions dos à dos à courant continu. L'interconnexion du Québec est reconnue par l'organisme responsable de la fiabilité du réseau électrique nord-américain, le North American Electric Reliability Corporation (NERC) et le conseil de coordination des réseaux du nord-est du continent, le Northeast Power Coordinating Council. Ces deux organismes accordent au Québec le statut de réseau à part entière, à l'instar du réseau ERCOT, au Texas, du réseau autonome de l'Alaska et des grandes interconnexions de l'est et de l'ouest du continent.

En 2007, suite à l'Energy Policy Act of 2005[33], une politique du gouvernement fédéral des États-Unis qui impose des normes de fiabilité obligatoires aux réseaux de transport de l'électricité aux États-Unis[34],[35], la Régie de l'énergie du Québec a mandaté l'unité de Contrôle des mouvements d'énergie (CME) de TransÉnergie en tant que coordonnateur de fiabilité du réseau électrique québécois. En vertu de cette désignation, le CME est responsable de faire appliquer les règles nord-américaines au Québec en plus des règles supplémentaires qu'elle peut instituer afin de tenir compte du contexte particulier du Québec.

Exportations et importations d'électricité

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Reconnu pour ses exportations d'électricité, le Québec est paradoxalement un importateur net d'énergie électrique depuis de nombreuses années, puisque la production achetée de la centrale de Churchill Falls par Hydro-Québec, qui en est partiellement propriétaire, est supérieure aux quantités vendues en Ontario, au Nouveau-Brunswick ainsi que dans les états de New York et de la Nouvelle-Angleterre.

Le nouveau poste Outaouais d'Hydro-Québec TransÉnergie, à L'Ange-Gardien. Cette interconnexion permet de synchroniser l'électricité produite au Québec au réseau d'Hydro One en Ontario. Le poste HVDC dos à dos permettra d'exporter jusqu'à 1250 MW d'électricité à compter de 2010.
Les échanges d'électricité du Québec 1981-2006 (en GWh)[5]
2006 2001 1996 1991 1986 1981
Livraisons aux États-Unis 11 712 14 924 15 251 5 957 12 674 8 314
Livraisons au reste du Canada 2 111 2 158 4 370 4 109 14 387 10 211
Total des livraisons 13 823 17 082 19 621 10 066 27 061 18 525
Réceptions des États-Unis 2 534 3 471 546 730 35 7
Réceptions du reste du Canada (Excluant Churchill Falls) 4 950 2 246 1 306 1 507 31 58
Total des réceptions (Excluant Churchill Falls) 7 484 5 717 1 852 2 237 66 65
Réception des chutes Churchill 31 348 29 719 25 779 26 367 30 696 35 941

Énergies fossiles

Pétrole

La part du pétrole dans le bilan énergétique québécois est en constante diminution depuis les chocs pétroliers de 1973 et de 1979, passant de 56,3 % à 36,8 % de la consommation totale entre 1981 et 2006. Cette consommation a également chuté en chiffres absolus, passant de 19,2 à 15,1 millions tonnes d'équivalent pétrole (tep) durant cette période[7].

Entre 1987 et 2006, le pétrole consommé au Québec provenait principalement de la mer du Nord. Cette situation a été modifiée en 2007, alors que les importations d'Afrique (41,8 %) ont dépassé pour la première fois les arrivages en provenance du Royaume-Uni et de la Norvège (38,2 %). L'Algérie constitue le principal pays fournisseur, avec 31,9 % du marché québécois. Le pétrole de l'est du Canada ne constituait que 7,9 % des importations[1].

Bien que le Québec importe la totalité de son pétrole, il est un exportateur net de produits raffinés. Ce paradoxe s'explique en raison de la localisation stratégique de la vallée du Saint-Laurent, au cœur du continent. Avec une capacité de raffinage de 525 000 barils par jour — largement supérieure à ses besoins domestiques —, le Québec a réalisé en 2006 des exportations nettes d'essence et carburant diesel de 2,8 millions tep, principalement à destination de l'Ontario[1].

Depuis 2005, la société québécoise Junex exploite un puits de pétrole, le Galt[36]. Un autre puits, le puits Haldimand exploité par Junex, Pétrolia et Gastem, a produit 500 barils de pétrole en 2006 dans la région de Gaspé[37].

Raffinage

La raffinerie Jean-Gaulin d'Ultramar à Lévis est la plus importante des trois raffineries en exploitation au Québec.

Il existe trois raffineries de pétrole au Québec, qui ont une capacité combinée d'environ 525 000 barils par jour (bpj). La plus importante, la raffinerie Jean-Gaulin d'Ultramar, située dans l'arrondissement de Saint-Romuald de la ville de Lévis possède une capacité de 265 000 bpj[38]. Sa situation en aval de Québec lui permet d'accueillir des pétroliers d'une capacité maximale d'un million de barils à longueur d'année, ce qui lui procure un avantage sur ses concurrentes situées en amont sur le fleuve.

Deux autres raffineries, celles de Shell et de Pétro-Canada, sont situées à Montréal-Est. Elles ont une capacité de 130 000 bpj chacune[39],[40].

Malgré une augmentation de la capacité de raffinage de 50 000 bpj à la raffinerie de Saint-Romuald en 2008[38], la capacité totale du Québec s'est réduite d'un tiers depuis le début des années 1980, alors que 7 raffineries étaient en activité. Depuis cette date, les raffineries de Gulf (en 1985 ; 77 000 bpj), BP (en 1983 ; 71 000 bpj), Texaco (en 1982 ; 75 000 bpj) et Esso (en 1983 ; 106 000 bpj) ont toutes fermé leurs portes[41].

À elles seules, les trois raffineries québécoises produisent 3,8 millions de tonnes de dioxyde de carbone équivalent par année, soit près de 5 % de tous les gaz à effet de serre produits au Québec en 2006[42].

Pipelines

Cérémonie d'inauguration du pipeline Portland-Montréal en 1941.

Les deux raffineries de Montréal reçoivent une partie de leur alimentation en brut de Portland, Maine grâce à une série d'oléoducs exploités par Pipe-lines Portland Montréal (PLPM)[43]. L'oléoduc, d'une longueur de 378 km, a été inauguré à l'automne 1941. Il est constitué de trois canalisations de 610, 457 et 324 millimètres de diamètre, mais la plus petite des trois a été nettoyée et retirée du service en 1984[44]. Le PLPM permet d'acheminer 525 000 barils de brut quotidiennement[45].

Une partie du pétrole brut acheminé par l'oléoduc de PLPM est transféré directement vers les raffineries ontariennes, en utilisant la conduite numéro 9 d'Enbridge, un oléoduc long de 832 km qui relie Montréal à la ville de Sarnia, dans le sud-ouest de l'Ontario, près de la frontière du Michigan. Inauguré en 1976, cet oléoduc servait à l'origine à transporter du pétrole léger produit en Alberta vers les raffineries montréalaises. Depuis 1999, il est utilisé exclusivement afin d'exporter du brut vers l'Ontario. L'oléoduc possède une capacité d'environ 240 000 barils par jour[46].

Toutefois, cette situation pourrait changer dans les années 2010 en raison du projet Trailbreaker d'Enbridge et de Pipe-lines Portland Montréal. Lancé au début de 2008, le projet de 350 millions de dollars inverserait à nouveau le flot de l'oléoduc pour transporter du pétrole extra lourd des sables bitumineux de l'Alberta vers Montréal[47].

Le projet fournirait 80 000 barils par jour aux raffineries de Montréal. Le reste de la capacité de l'oléoduc permettrait d'exporter 128 000 barils vers le Maine, qui seraient ensuite transporté par bateau vers les grands complexes pétrochimiques du golfe du Mexique pour y être raffiné[48].

Bien que reporté en raison de la crise financière de 2007-2009, les dirigeants d'Enbridge ont toujours l'intention d'aller de l'avant avec Trailbreaker[49], un projet contesté par plusieurs groupes environnementalistes. Les critiques soulignent le fait que l'inversion de l'oléoduc triplerait les émissions de gaz à effet de serre des raffineries de Montréal[47] et que la production et le raffinage de ce brut lourd et visqueux ont des des effets particulièrement néfastes sur la qualité de l'air et de l'eau. Selon un spécialiste consulté par le quotidien montréalais Le Devoir, cette opinion doit être nuancée, puisque l'essentiel des émissions de carbone dans l'atmosphère surviennent lors de l'utilisation des produits pétroliers. De plus, le niveau d'émission des raffineries sera influencé par le type de traitement qui sera effectué sur les lieux d'extraction des sables bitumineux avant son acheminement par l'oléoduc[50].

Par ailleurs, la nature plus corrosive du pétrole qui serait transporté de l'ouest canadien fait craindre une augmentation du nombre de fuites sur certains tronçons de l'oléoduc, dont certaines sections datent de la Deuxième Guerre mondiale[48],[51].

Un autre projet d'oléoduc est présentement à l'étude. Le projet Pipeline Saint-Laurent d'Ultramar consisterait à relier sa raffinerie de Lévis à son centre de distribution, situé à Montréal-Est par une conduite à basse pression de vapeur de 406 millimètres (16 pouces) et longue de 240 km[52]. Selon le promoteur, le projet permettrait de réduire l'utilisation du transport ferroviaire, routier et maritime pour transporter ses produits pétroliers et réduirait ses émissions de gaz à effet de serre de 30 000 tonnes annuellement[53]. La construction du projet de 275 millions de dollars pourrait commencer en 2010 si Ultramar obtient les autorisations réglementaires requises[54].

Gaz naturel

Article principal : Gaz Métro.
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Gaz Métro a le monopole de la distribution gaz naturel au Québec, à l'exception de la ville de Gatineau, qui est desservie par Gazifère, une filiale d'Enbridge[55]. Les réseaux des deux entreprises sont alimentés à partir du gazoduc de TransCanada.

Le réseau de Gaz Métro consiste en 8 300 km de conduites de distribution et 850 km de conduites de transport[56], qui desservent la vallée du Saint-Laurent, jusqu'à Québec, les Laurentides, l'Estrie, la Beauce, le Saguenay–Lac-Saint-Jean et les principales villes de l'Abitibi[57].

Gaz Métro détient des participations dans les réseaux de gazoduc Trans Québec-Maritimes, Portland Natural Gas Transmission System et Champion Pipe Line. L'entreprise est également active dans l'état du Vermont, où elle possède l'unique distributeur de gaz naturel et le second distributeur d'électricité en importance dans cet état américain voisin du Québec[58].

Un consortium d'entreprises regroupant Gaz Métro, Enbridge, GDF Suez et Gazprom projette de construire un terminal méthanier sur le Saint-Laurent, à l'est de la ville de Lévis. Le projet Rabaska permettra d'importer du gaz naturel liquéfié du gisement de Chtokman dans la mer de Barents[59]. Malgré la controverse sur la sécurité de ce type d'installation en face de Québec et de l'avis défavorable de la Commission de protection du territoire agricole, le Bureau d'audiences publiques sur l'environnement a donné un avis favorable au projet dans un rapport d'enquête rendu public le 4 juillet 2007 [60].

La construction du terminal devrait débuter en 2010 et sa mise en service est prévue en 2014. Le coût de construction du projet est évalué à 840 millions de dollars[59].

Exploration

Bien que certains travaux d'exploration aient été menés dans les années 1950 par les compagnies Esso et Shell, une société publique, la Société québécoise d'initiatives pétrolières (SOQUIP) a été l'une des pionnières en matière d'exploration du potentiel pétrolier et gazier du Québec. Dès 1969, la SOQUIP a effectué des forages dans la région au nord-est de Trois-Rivières en Mauricie ainsi qu'en Gaspésie[61].

Après la fin des activités de prospection de la SOQUIP, en 1985, quelques entrepreneurs poursuivent les travaux. Quelques sociétés, dont la plus connue est Junex, de Québec, ont effectué des forages dans la région de Bécancour, sur la rive sud du Saint-Laurent, en 2008. L'entreprise affirme qu'elle pourrait avoir découvert un volume important de gaz naturel emprisonné dans une zone de schistes, le shale de l'Utica, une strate épaisse de 200 m qui longe le fleuve Saint-Laurent entre Québec et Montréal[61].

Le potentiel de ce champ gazier a été comparé au Barnett Shale, un gisement de la région de Dallas-Fort Worth au Texas qui est exploité depuis 1999 pour ses considérables ressources de gaz non-conventionnel. Le partenaire de Junex dans le champ de Bécancour, la société Forest Oil de Denver estime que le gisement découvert sur la rive sud du Saint-Laurent pourrait contenir jusqu'à 4 trillions de pieds cubes (113,3 milliards m3) de gaz[62].

Les découvertes de Junex ont été confirmées en septembre 2008 par deux concurrentes de la compagnie junior québécoise. Talisman et Questerre de Calgary ont alors annoncé qu'un forage exploratoire par fracturation verticale à Gentilly avait produit 800 000 pieds cubes (22 650 m3) de gaz naturel par jour[63].

Certains analystes du marché pétrolier croient que l'exploitation commerciale du shale gas québécois pourrait commencer dès 2010[64]. Afin d'encourager la poursuite de l'exploration gazière dans le contexte de la crise financière de 2007-2009, le budget 2009-2010 du Québec a institué un congé de redevances de 5 ans sur les puits forés avant 2011[65].

Énergies alternatives

Biomasse

L'utilisation de la biomasse au Québec fait l'objet d'une attention particulière des pouvoirs publics depuis ces dernières années. En février 2009, le gouvernement du Québec publiait un plan d'action énonçant quatre objectifs en matière d'utilisation de la biomasse forestière, dont son utilisation accrue dans le secteur énergétique, afin d'augmenter la cogénération à partir du bois et de ses résidus et la création d'une filière de bioraffinage pour produire des produits de remplacement dans l'industrie chimique à partir de cellulose[66].

Un des leaders dans ce domaine est la société Enerkem de Sherbrooke. Fondée par le professeur de chimie québécois d'origine catalane Esteban Chornet et son fils Vincent, l'entreprise a développé un procédé de gazéification et de conditionnement du gaz synthétique qui permet de fabriquer de l'éthanol cellulosique à une échelle industrielle à partir d'une vingtaine de matières premières, dont les résidus de bois, les matériaux de construction, le bois traité et les déchets solides[67]. Les recherches du professeur Chornet à l'Université de Sherbrooke envisagent aussi l'utilisation du peuplier faux-tremble et la culture d'une souche de saule comme matériau de base des biocarburants de seconde génération[68].

La technologie de l'entreprise québécoise est utilisée depuis 2009 dans une usine modèle située à Westbury, en Estrie[69], qui a une capacité annuelle de 5 millions de litres d'éthanol, à raison de 360 litres de carburant par tonne de matière première[67]. Un autre projet, réalisé en partenariat avec la ville d'Edmonton et un producteur d'éthanol, Ethanol GreenField, a également été annoncé en 2008. L'entente prévoit la construction d'une usine de 70 millions de dollars pour traiter une partie des déchets de la capitale albertaine. Le contrat de 25 ans prévoit une production de 36 millions de litres de biocarburant par année[70].

De son côté, Hydro-Québec Distribution a lancé un appel d'offres en 2009 afin d'acheter la production de nouvelles installations de cogénération à la biomasse, pour une capacité totale installée de 125 mégawatts pour une période allant de 15 à 25 ans. Ces nouvelles installations devraient être en service d'ici le 1er décembre 2012[71].

Chauffage au bois

Bois de chauffage.

Le chauffage au bois connaît un regain de popularité au Québec depuis les années 1980 et en particulier depuis la crise du verglas de 1998. Selon des données de Statistique Canada, le nombre de foyers équipés de poêles à bois a augmenté de 60 % entre 1987 et 2000 sur le territoire de la ville de Montréal. En 2007, la ville de Montréal évaluait que 85 241 poêles à bois étaient installés dans des résidences de l'île de Montréal, dont 50 550 sur le territoire de la métropole québécoise[72].

Depuis le début des années 2000, la situation inquiète les autorités, qui ont conduit des études afin de déterminer l'impact de cette forme de chauffage sur la pollution atmosphérique. Selon une étude menée conjointement par le gouvernement du Québec, la ville de Montréal et le gouvernement du Canada, les émissions de particules fines de ces appareils de combustion domestique constitueraient la principale cause des épisodes de mauvaise qualité de l'air à Montréal durant les mois d'hiver, estimant que 47 % des émissions de PM2.5 émises au Québec proviendrait de cette forme de combustion[73].

L'importance du phénomène a incité la ville de Montréal à proposer un règlement afin d'encadrer cette forme de chauffage. Cependant, l'opposition des conseillers municipaux des quartiers où cette forme de chauffage est la plus populaire a obligé l'administration du maire Gérald Tremblay à en diluer la portée[74].

Géothermie

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Solaire

L'énergie solaire est généralement méconnue et laissée pour compte par les programmes gouvernementaux de développement des énergies renouvelables au Québec[75]. Les tarifs d'électricité relativement bas et l'absence de programmes incitatifs peuvent expliquer le peu d'engouement pour cette forme d'énergie[76].

Contairement à l'Ontario, qui subventionne le kilowattheure solaire produit par les auto-producteurs en l'achetant à des prix variant entre 44,3 et 80,2 cents[77], le programme de mesurage net d'Hydro-Québec, établi en juillet 2006, accorde à ce type de client un crédit équivalant à l'énergie injectée sur le réseau, c'est-à-dire de 5,3 à 7,5 cent/kWh au tarif résidentiel. En janvier 2008, seulement 7 clients de l'entreprise publique avaient adhéré au programme. Pourtant, avec 2 200 heures, le nombre d'heures d'ensoleillement par année est plus élevé à Montréal qu'à Berlin ou Tokyo, capitales de deux pays qui font figure de pionniers dans ce domaine[76].

L'Agence de l'efficacité énergétique du Québec a lancé un projet pilote afin d'installer 1 000 chauffe-eau solaires d'ici 2010. Les systèmes, dont le coût varie entre 5 500 et 7 500 dollars peuvent fournir entre 40 et 60 % de la consommation d'eau chaude d'un ménage et permettraient d'économiser annuellement environ 200 dollars sur une facture d'électricité typique[78].

Si le Québec est lent à adopter l'énergie éolienne, certains acteurs de l'industrie s'y implantent néanmoins. En août 2008, l'entreprise norvégienne Renewable Energy Corporation (REC), troisième producteur mondial de silicium polycristallin, un composant de base des panneaux solaires, a annoncé un investissement de 1,2 milliard de dollars à Bécancour pour y construire une usine qui produira annuellement 13 000 tonnes de ce composé. L'usine qui ouvrira ses portes en 2012, créera 300 emplois[79].

Consommation d'énergie

En 2006, le Québec consommait 41,04 millions de tonnes d'équivalent pétrole ou 1 717 975 térajoules, réparties comme suit : 192,7 TWh d’électricité; 17,3 milliards litres de produits pétroliers ; 5,6 milliards m3 de gaz naturel ; 550 000 tonnes de charbon et de coke et 3,8 millions tep de biomasse[6].

La demande d'énergie, qui croît à un taux annuel d'environ 1 % par année, est inférieure à la croissance du produit intérieur brut du Québec. Il en résulte une réduction de l'intensité énergétique de l'économie québécoise, qui est passée de 10,17 à 7,10 gigajoules par 1 000 dollars de production en dollars constants de 2002. Cette réduction peut s'expliquer par une amélioration de l'efficacité énergétique, mais le ministère des Ressources naturelles et de la Faune du Québec, qui compile les statistiques énergétiques québécoises, note « que les variations de température ou même des changements structurels ou conjoncturels dans l’économie peuvent également faire varier l’intensité énergétique »[6].

Consommation énergétique finale, Québec 1981-2006[6]
2006 2001 1996 1991 1986 1981
Consommation finale (en tep) 41 042 931 38 915 689 37 698 370 34 063 237 32 899 539 34 134 261
Consommation finale (en GJ) 1 717 975 1 628 933 1 577 978 1 425 819 1 377 109 1 428 792
GJ par habitant 224,53 220,22 217,75 201,83 205,28 218,21
GJ par 1 000 CAD de production[note 4] 7,10 7,46 8,63 8,42 8,71 10,17

Consommation d'énergie par forme

Les Québécois ont consommé 192,7 TWh d'électricité en 2006, ce qui représente 40,4 % de la demande énergétique totale.

Les choix énergétiques des Québécois ont évolué de manière importante depuis une cinquantaine d'années. La consommation totale de produits pétroliers énergétiques est passée de 61 millions de barils en 1958 à 160 millions en 1973, pour une augmentation moyenne annuelle de 6,7 % durant cette période, alors que la consommation d'électricité n'a crû que de 5,4 %, passant de 34 à 75 TWh[80]. Les chocs pétroliers de 1973 et de 1979 ont cependant eu un impact considérable sur la consommation énergétique au Québec.

Après un rattrapage qui a duré deux décennies, l'électricité est devenue la forme d'énergie la plus consommée au Québec. Cet effet de substitution est particulièrement visible au cours des années 1980, alors que la part du pétrole a chuté de 56,3 % à 38,6 % de la consommation totale. Cette diminution de la consommation de pétrole s'est faite au profit de l'électricité, dont la part dans le bilan énergétique québécois s'est accrue de 28 % à 37,7 % durant la même période. Les parts relatives des deux formes d'énergie sont demeurées relativement stables au cours des années 1990, mais l'électricité a finalement dépassé le pétrole à compter de 2001[7].

Les parts relatives du gaz naturel (8,4 % en 1981 ; 12,6 % en 2006) et de la biomasse (6,1 % en 1981 ; 9,4 % en 2006) ont également profité du déclin net de la consommation des produits pétroliers pour augmenter leurs parts de marché au cours des 25 dernières années[7].

En termes absolus, la consommation de pétrole (–21,4 %) et celle de charbon (–9,6 %) ont chuté depuis 1981 alors que la demande intérieure d'électricité (+73,4 %), de gaz naturel (+80,4 %) et de biomasse (+84,6 %) a fortement augmenté entre 1981 et 2006.

Consommation énergétique par forme, Québec 1981-2006 (en TJ)[7]
2006 2001 1996 1991 1986 1981
Charbon 15 656 18 631 17 182 16 617 16 479 17 311
Pétrole 632 125 623 766 590 190 550 044 545 838 804 697
Gaz naturel 215 719 200 175 235 414 203 642 189 333 119 611
Électricité 693 439 635 308 597 638 537 786 502 313 399 958
Biomasse 161 036 151 053 137 554 117 730 123 146 87 215
Total 1 717 975 1 628 933 1 577 978 1 425 819 1 377 109 1 428 792

Consommation d'énergie par secteur d'activité

Le secteur industriel est le principal utilisateur d'énergie au Québec. En 2006, ce secteur accapare 40,3 % de la consommation totale. Il est suivi du secteur des transports avec 24,7 %, le secteur résidentiel qui compte pour 18,4 % ; le secteur commercial ferme la marche avec 16,6 % de la consommation d’énergie au Québec.

Consommation énergétique par usage, Québec 1981-2006 (en TJ)[81]
2006 2001 1996 1991 1986 1981
Secteur industriel 692 202 654 173 637 562 578 028 550 707 550 465
Secteur des transports 424 643 412 260 384 962 343 044 324 783 385 295
Secteur résidentiel 316 059 298 347 315 480 288 355 291 952 290 789
Secteur commercial 285 085 264 138 239 930 216 397 207 321 197 576

Secteur industriel

L'industrie de l'aluminium a une longue tradition au Québec.

Le Québec compte plusieurs industries grandes consommatrices d'énergie et leur impact est important sur la consommation de l'ensemble du secteur. Avec une consommation de 5,0 millions tep chacune en 2006, les industries des pâtes et papiers et de la fonte et de l'affinage des métaux comptent pour 60,3 % de la consommation d'énergie du secteur industriel. Le secteur fonte et affinage, qui comprend la production d'aluminium primaire, a doublé sa consommation d'énergie, qui est passée de 2,355 millions en 1981 à 4,972 millions tep en 2006. La consommation d'énergie de ce secteur a enregistré la plus forte augmentation de sa consommation d'énergie, avec une hausse annuelle moyenne de 3 % par année, comparativement à 0,9 % en moyenne pour l’ensemble de l'industrie.

En 2007, les clients industriels ont acheté 69,1 TWh d'électricité à Hydro-Québec, soit 40,6 % de toute l'électricité qu'elle a vendu au Québec[10]. Ce chiffre n'inclut pas la production des six centrales de Rio Tinto Alcan ou celle produite par Alcoa, qui possède un intérêt de 40 % dans la centrale McCormick, située près de son aluminerie de Baie-Comeau.

Secteur des transports

Le pont Jacques-Cartier à Montréal.
Article détaillé : Transport au Québec.

Plus de 20 % de toute l'énergie consommée au Québec sert à propulser des véhicules automobiles[81]. Le secteur des transports a consommé plus de 11,5 milliards de litres de produits pétroliers en 2006 et la consommation de carburants fossiles dans ce secteur représente 66,1 % de tous les produits pétroliers consommés au Québec[82] ; 99,8 % de l'énergie consommée dans le secteur des transports est d'origine pétrolière[83].

Le secteur en plus forte croissance est celui du transport routier des marchandises, qui a connu une progression marquée depuis le début des années 1990. Le volume du transport de marchandises, exprimé en tonnes-kilomètres, s'est établi à 43,49 milliards de tonnes-kilomètres en 2006, soit le double de sa valeur de 1990 (21,15). La consommation de carburants dans ce secteur est passée de 88 900 TJ à 140 700 TJ entre 1990 et 2006, pour une hausse de 58,3 % et les émissions de gaz à effet de serre de ce secteur ont augmenté dans la même proportion[84].

Le nombre de véhicules sur les routes du Québec a augmenté en moyenne de 3 % par année entre 1981 et 2007, passant de 3 172 056[85] à 5 539 013[86]. Le nombre de camions légers — une catégorie qui regroupe les fourgonnettes, les véhicules utilitaires sport (VUS) et les camionnettes — en circulation a dépassé le cap du million et s'est accru de 50 000 unités en 2007. Il s'agit d'une croissance cinq fois plus rapide que le nombre d'automobiles immatriculées[86]. Cette progression des camions légers destinés au transport de passagers n'est pas sans conséquence, puisque la consommation de carburant des fourgonnettes, VUS et camionnettes est plus élevée que celle des automobiles[87]. Le rythme de croissance de ce type de véhicule est partiellement responsable de l'augmentation de 33,8 % des émissions de gaz à effet de serre dans le transport routier rapportées par l'inventaire des émissions québécoises de gaz à effet de serre, publié annuellement par le ministère du Développement durable, de l'Environnement et des Parcs du Québec[42].

Le Québec, qui dépend entièrement du pétrole importé, s'intéresse depuis plusieurs années au développement des moyens de transport électriques. Dans les années 1990, Hydro-Québec a développé un moteur-roue performant le TM4, dont le descendant équipe une voiture sous-compacte qui sera testée en Norvège en 2009[88],[89]. Le président d'Hydro-Québec, Thierry Vandal, estime que la production prévue du complexe de la Romaine, un aménagement de quatre centrales hydroélectriques en construction depuis 2009 sur la Côte-Nord — qui produira 8,5 TWh d'énergie lors de sa mise en service en 2020 —, serait suffisante à elle seule pour alimenter la totalité du parc automobile québécois, s'il devait éventuellement être converti à l'électricité[90].

Secteur commercial et institutionnel

Le secteur commercial a enregistré une croissance annuelle de sa consommation énergétique d'environ 1,5 % au cours de la période 1981-2006[81]. Contrairement aux secteurs industriel et résidentiel, la réduction de la consommation de produits pétroliers des commerces, bureaux et institutions s'est effectuée à un rythme beaucoup plus lent, passant de 2,43 millions à 2,21 millions tep entre 1981 et 2006[82]. La consommation d'électricité a augmenté de 21,0 à 34,9 TWh alors que la consommation de gaz naturel a plus que triplée, passant de 527 à 1 746 millions m3 durant la même période[91].

Les administrations publiques constituent 15 % de la consommation de ce secteur, une proportion demeurée à peu près constante au cours des dernières décennies[81].

Secteur résidentiel

Quartier résidentiel de Saint-Augustin-de-Desmaures en février 2008. Les besoins de chauffage constituent une dimension essentielle du bilan énergétique québécois.

La consommation du secteur résidentiel et agricole représente 18,3 % du total québécois. Elle est demeurée relativement stable depuis 25 ans, avec une augmentation moyenne de 1 000 térajoules par année. Selon le ministère des Ressources naturelles et de la Faune du Québec, cette stabilité peut être expliquée par une amélioration de l’efficacité énergétique, notamment au chapitre de l'isolation et du rendement des appareils de chauffage, malgré la croissance démographique[81].

L'électricité occupe la part du lion dans ce secteur, avec des ventes de 60,7 TWh en 2008. La consommation moyenne des 3,6 millions de clients résidentiels et agricoles d'Hydro-Québec s'établit à 16 974 kWh par année. Cette consommation est relativement élevée en raison de l'utilisation de l'électricité pour le chauffage dans 68 % des résidences[92]. Le distributeur d'électricité québécois estime que le chauffage est responsable de plus de la moitié de la consommation électrique d'une résidence au Québec[93].

Gaz Métro, le principal distributeur de gaz naturel au Québec, compte 121 000 clients résidentiels qui ont consommé 645 millions m3 en 2007. Cette année-là, Gaz Métro a relié 5 000 nouvelles constructions à son réseau — sur un total de 52 600 mises en chantier en 2007, selon la Société canadienne d'hypothèques et de logement[94] — et converti environ 900 résidences au gaz[95].

La consommation de mazout pour le chauffage est en chute libre depuis 25 ans au Québec. La consommation résidentielle de produits raffinés a chuté en termes absolus, passant de 3,13 millions à 878 000 tep entre 1981 et 2006[82].

Politique gouvernementale

Depuis la Révolution tranquille, la politique énergétique québécoise s'articule autour d'une grande priorité, le développement des énergies renouvelables comme créateur de richesse collective et levier de développement économique régional. L'actualisation du discours s'est effectuée en insérant cette stratégie dans un discours qui rejoignait les priorités politiques du moment, qu'il s'agisse de la prise de contrôle des leviers économiques et l'affirmation nationale dans les années 1960[96], l'autosuffisance énergétique dans les années 1970, l'enrichissement collectif dans les années 1980[97], la libéralisation des marchés et la mondialisation dans les années 1990[98] et le développement durable et la lutte aux changements climatiques dans les années 2000[99].

Au début du XXIe siècle, la partie visible de la politique énergétique du gouvernement est couchée dans une série d'énoncés de politique qui énonce les méthodes par lesquelles il interviendra dans ce secteur d'activité économique. Il intervient aussi par ses pouvoirs de régulation économique : par les taxes qu'il impose sur les différentes formes d'énergie, par la Régie de l'énergie, le tribunal administratif qui réglemente les tarifs d'électricité et de gaz et par un contrôle des prix plancher de l'essence vendue au détail[100].

D'autres leviers influencent l'économie en raison de leur taille : par exemple, les décisions d'investissement d'Hydro-Québec, dont le chiffre d'affaires dépasse les 3 % du produit intérieur brut (qui s'établissait à 301 milliards de dollars en 2008[101]), auront un impact sur le marché obligataire, puisqu'Hydro-Québec emprunte plus de 2,1 milliards de dollars en 2009[102]. La taille des investissements d'Hydro-Québec — plus de 4,7 milliards de dollars en 2009[103] — a également une influence sur le nombre d'heures travaillées dans l'industrie de la construction.

Politique énergétique

La stratégie énergétique 2006-2015 du gouvernement du Québec repose sur six axes principaux : le développement du potentiel hydroélectrique et éolien, l'utilisation plus efficace de l'énergie et les innovations technologiques, la diversification des approvisionnement en pétrole et en gaz naturel et des changements législatifs et réglementaires[99].

La stratégie du gouvernement prévoit notamment le développement d'un « portefeuille » de nouveaux projets hydroélectriques qui ajouteraient 4 500 mégawatts supplémentaires à la capacité de production. Le développement de ces nouvelles ressources nécessiteraient des investissements de l'ordre de 25 milliards de dollars sur 10 ans. Parallèlement à ces projets de construction, le gouvernement entend poursuivre son objectif de 4 000 mégawatts d'énergie éolienne, afin qu'elle représente 10 % de la puissance installée au Québec[99].

Au chapitre de l'efficacité énergique, la stratégie du Québec vise la multiplication par huit des cibles d'efficacité énergétique imposées aux distributeurs d'électricité et de gaz naturel et l'imposition de cibles de réduction de la consommation de produits pétroliers. Ces efforts devraient réduire les émissions de gaz à effet de serre de 9,4 millions de tonnes équivalent CO2. Des programmes d'incitation à l'utilisation du biodiesel et de l'éthanol-carburant provenant majoritairement de résidus forestiers et agricoles, sont également à l'ordre du jour[99].

Enfin, dans le domaine des hydrocarbures, Québec veut relancer les programmes d'exploration dans l'estuaire du Saint-Laurent, qui sont bloqués en raison d'un différend entre les gouvernement du Québec et du Canada au sujet de la propriété de la ressource. Le gouvernement a également annoncé son intention de faciliter l'implantation de terminaux méthaniers, dont le controversé projet Rabaska, à Lévis[99].

La politique énergétique du gouvernement ne fait pas l'unanimité. Certains groupes considèrent que les objectifs de réduction de la dépendance du Québec à l'égard des hydrocarbures importés sont trop modestes. Le président du réseau des ingénieurs du Québec, Étienne Couture, soutient que le Québec figure parmi les sociétés occidentales les mieux équipées pour convertir son parc automobile à l'électricité. Selon lui, cette substitution permettrait de réduire la facture de pétrole importé, qui s'élève à 14 milliards de dollars par année.[104].

D'autres, comme le groupe MCN21, proposent plutôt la réduction de l'utilisation d'énergies fossiles, l'arrêt de tout développement hydroélectrique de grande ou petite taille et la fermeture de la centrale nucléaire de Gentilly-2 pour les remplacer par « le recours massif aux énergies vertes renouvelables, comme l'efficacité énergétique, l'éolien, le photovoltaïque et la géothermie »[105].

Efficacité énergétique

Le premier Plan d'ensemble en efficacité énergétique et nouvelles technologies 2007-2010 de l'Agence de l'efficacité énergétique du Québec a été déposé à la Régie de l'énergie du Québec en août 2008 et il a fait l'objet d'audiences publiques au début de l'année 2009.

Le plan triennal de l'organisme, dont les investissements s'élèvent à 891 millions de dollars, doit permettre au Québec d'économiser 25 655 térajoules. Il est financé principalement par des contributions des distributeurs d'énergie, dont Hydro-Québec (621 millions $) et Gaz Métro 53,4 millions $. Les fournisseurs de produits pétroliers devront également verser une contribution dans le cadre du plan[106].

Le premier plan regroupe une série de mesures qui étaient gérées par les distributeurs d'énergie, notamment au niveau des bâtiments neufs et de la rénovation et du remplacement d'appareils électroménagers par des modèles moins énergivores. Ces mesures s'ajoutent à certaines initiatives proposées par l'Agence dans des secteurs qui n'ont pas été abordés dans le passé, en particulier dans le domaine du transport[107].

Les groupes environnementaux québécois ont reproché au premier plan d'ensemble de manquer d'audace en privilégiant des solutions déjà existantes. De plus, ils ont questionné la pertinence d'une mesure proposée qui vise à accorder aux acheteurs de véhicules neuf une aide financière de 500 à 1000 dollars à l'achat d'une nouvelle voiture consommant 3 litres au 100 km de moins que le véhicule qu'ils possédaient auparavant. Selon eux, un tel programme aurait pour effet de subventionner des voitures et des camions légers aux dépens des consommateurs qui possèdent déjà un véhicule plus économique[108].

Fiscalité

Même si les taxes sur l'essence sont plus élevées au Québec qu'ailleurs au Canada et aux États-Unis, leur niveau est nettement plus bas que celui enregistré en Europe[109]. Selon une étude de l'Institut français des relations internationales, le niveau des taxes sur le prix total de l'essence régulière sans plomb au Canada, et par extension au Québec, se situerait entre les niveaux très bas enregistrés aux États-Unis (15 %) et des pays appliquant des niveaux de taxation « intermédiaires », comme l'Australie et la Nouvelle-Zélande[110].

Le consommateur québécois paie pour chaque litre d'essence la taxe d'accise fédérale de 10 cents et la taxe sur les carburants du Québec, qui varie selon les régions de 10,55 à 15,2 cents le litre. Une taxe pour le transport en commun de 1,5 cent le litre s'ajoute dans la région de Montréal. Enfin, la taxe sur les produits et services fédérale de 5 % et la taxe de vente du Québec de 7,5 % sont calculées sur le prix incluant les autres taxes.[111].

Le niveau élevé des taxes a eu pour conséquence de favoriser des pratiques plus économes en matière de consommation d'essence. Une étude réalisée en 2008 sur le parc automobile des 25 plus grandes villes canadiennes par le consultant automobile Dennis DesRosiers conclut que les parcs automobiles des cinq villes québécoises étudiées affichaient la consommation moyenne la plus basse : en 2008, une voiture moyenne à Québec consommait 8,9 litres au 100 km, 9 litres à Sherbrooke, 9,15 litres à Trois-Rivières, 9,23 litres à Montréal et 9,25 litres à Saguenay. En comparaison, le parc automobile des villes de Windsor, en Ontario, et de Calgary, en Alberta, consommaient respectivement 10,2 et 10,17 litres au 100 km. Cette différence entre les données des villes québécoises et canadiennes pourraient s'expliquer par la relation que les Québécois entretiennent avec leurs automobiles. « Les Québécois, constate le consultant, perçoivent la voiture comme un mal nécessaire, destiné à les mener du point A au point B de la manière la plus efficace possible. Ils ne considèrent pas leur voiture comme une extension de leur personnalité. »[112]

Gaz à effet de serre

Les émissions de gaz à effet de serre ont augmenté de 3.8 % au Québec entre 1990 et 2007, pour se situer à 85,7 mégatonnes d'équivalent CO2. Elles représentent 11,1 tonnes par habitant, soit la moitié des émissions canadiennes moyennes de 22,1 tonnes par habitant. En 2007, les émissions québécoises constituaient 11,6 % des du total canadien[113].

Les données les plus récentes confirment les fortes tendances à la baisse des émissions dans les secteurs de la combustion industrielle et de la consommation résidentielle qui enregistrent respectivement des chutes de 23,6 % et de 27,9 % et la forte hausse dans le secteur des transports (+29,5 %) et de la consommation commerciale et institutionnelle (+53,2 %). Les émissions dans le secteur de l'électricité ont également fait un bond en 2007, en raison de la mise en service de la centrale de cogénération à cycle combiné de TransCanada Energy à Bécancour, principale source québécoise de gaz à effet de serre, qui a émis 1 687 314 tonnes équivalent CO2 en 2007[114], soit 72,1 % de toutes les émissions du secteur et 2 % des émissions totales. Cette centrale a été fermée en 2008[25] et en 2009[26].

Entre 1990 — l'année de référence du protocole de Kyoto — et 2006, la population a augmenté de 9,2 % et le PIB du Québec de 41,3 %. L'intensité des émissions par rapport au PIB a baissé de 28,1 % durant cette période, chutant de 4 500 à 3 300 tonnes d'équivalent CO2 par million de dollars de produit intérieur brut[42].

En mai 2009, le gouvernement du Québec a déposé un projet de loi qui fixe un plafonnement des émissions de gaz à effet de serre (GES) de certains secteurs. Ce faisant, le Québec deviendra le premier endroit en Amérique à imposer un plafond d'émissions, ce qui permettra d'établir un marché du carbone à la Bourse de Montréal, auquel se joindra également l'Ontario. Cette mesure s'inscrit dans l'engagement du Québec au sein de la Western Climate Initiative, un groupe d'états de l'ouest américain et de provinces canadiennes qui entendent développer des normes communes sur les émissions de gaz à effet de serre [115].

Émissions de gaz à effet de serre des usages énergétiques au Québec et au Canada, 1990-2007
Québec Québec[116] Canada Canada[117] Part du Québec
en 2007 (%)
en Mt éq. CO2 Variation 1990-2007 (%) Part du total 2007 (%) en Mt éq. CO2 Variation 1990-2007 (%) Part du total 2007 (%)
1990 2005 2006 2007 1990 2005 2006 2007
Électricité 1,52 0,73 0,92 2,34 Augmentation 53,9 % 2,7 % 95,5 125,0 117,0 126,0 Augmentation 31,9 % 16,9 % 1,9 %
Raffinage 3,3 3,7 3,7 3,8 Augmentation 15,2 % 4,4 % 51,0 66,0 66,0 70,0 Augmentation 37,3 % 9,4 % 5,4 %
Mines et extraction de pétrole et gaz 0,73 0,23 0,25 0,24 Diminution 67,1 % 0,3 % 6,2 15,6 16,8 23,3 Augmentation 275,8 % 3,1 % 1,0 %
Combustion industrielle 12,1 10,0 9,55 9,24 Diminution 23,6 % 10,8 % 55,0 47,6 47,0 47,9 Diminution 12,9 % 6,4 % 19,3 %
Résidentiel 6,80 5,00 4,60 4,90 Diminution 27,9 % 5,7 % 43,0 42,0 40,0 44,0 Augmentation 2,3 % 5,9 % 11,1 %
Commercial et institutionnel 4,21 6,75 5,95 6,45 Augmentation 53,2 % 7,5 % 25,7 36,7 33,4 35,2 Augmentation 37,0 % 4,7 % 18,3 %
Transport 27,8 34,0 33,9 36,0 Augmentation 29,5 % 42,0 % 145,0 192,0 191,0 200,0 Augmentation 37,9 % 26,8 % 18,3 %
Sources fugitives 0,28 0,50 0,51 0,51 Augmentation 82,1 % 0,6 % 42,7 64,7 65,8 64,8 Augmentation 51,8 % 8,7 % 0,8 %
Usages énergétiques 57,6 61,5 59,8 64,0 Augmentation 11,1 % 74,7 % 469,0 593,0 581,0 614,0 Augmentation 30,9 % 82,2 % 10,4 %
Usages non-énergétiques 25,0 22,7 22,8 21,7 Diminution 13,2 % 25,3 % 123,0 138,0 137,0 133,0 Augmentation 8,1 % 17,8 % 16,3 %
Total des émissions 82,6 84,2 82,6 85,7 Augmentation 3,8 % 100,0 % 592,0 731,0 718,0 747,0 Augmentation 26,2 % 100,0 % 11,5 %

Annexes

Bibliographie

Énoncés de politiques

  • Gouvernement du Québec, L'énergie au service du Québec, Ministère des Ressources naturelles du Québec, Québec, 1997, 108 p. (ISBN 2-550-31480-8) 

Statistiques

Autres ouvrages

  • Robert Bourassa, L'énergie du Nord : La force du Québec, Libre Expression, Montréal, 1985, 259 p. (ISBN 2-89037-252-9) .
  • Corinne Gendron et Jean-Guy Vaillancourt et , L'énergie au Québec - Quels sont nos choix?, Éditions Écosociété, Montréal, 1998, 184 p. (ISBN 2-9211561-41-7) 
  • Clarence Hogue, André Bolduc et Daniel Larouche, Québec : un siècle d'électricité, Libre Expression, Montréal, 1979, 405 p. (ISBN 2-89111-022-6) .
  • Gaëtan Lafrance, Vivre après le pétrole, mission impossible, Éditions MultiMondes, Québec, 2007, 431 p. (ISBN 978-2-89544-103-8) 

Liens externes

  • L'énergie au Québec - Section spécialisée du ministère québécois des Ressources naturelles et de la Faune

Notes

  1. ↑ Ce chiffre exclut les achats d'électricité provenant de la centrale de Churchill Falls (31,6 TWh en 2006).
  2. ↑ Une tonne d'équivalent pétrole = 41,858 gigajoules.
  3. ↑ Les chiffres de production incluent les achats d'électricité provenant de la centrale de Churchill Falls (31,6 TWh en 2006), qui sont par ailleurs exclus des importations.
  4. ↑ Exprimé en dollars constants de 2002.

Références

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  117. ↑ Environnement Canada (2009a), National Inventory Report, op. cit., p. 457
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