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L’état de l’énergie au Québec

Auteur :  * | juillet 2026 – Volume 14, numéro 2 2026

Le Québec est la quatrième plus grande province productrice d’énergie, après l’Alberta, la Colombie-Britannique et la Saskatchewan, et la troisième en termes de consommation totale, après l’Ontario et l’Alberta, selon les données de 2024[1]. Son bouquet énergétique est cependant très différent des autres provinces canadiennes. Le Québec n’a aucune production d’hydrocarbures, contrairement à l’Alberta, la Colombie-Britannique et la Saskatchewan. Il n’a pas non plus de production d’électricité nucléaire, comme c’est le cas en Ontario et, dans une bien moindre mesure, au Nouveau-Brunswick. C’est l’hydroélectricité qui caractérise le Québec en production d’énergie. Plus de 50 % de la production d’hydroélectricité canadienne se trouve au Québec, complétée par près de 25 % de production éolienne[2]. Cet article propose un état de l’énergie au Québec à travers trois grands axes : (1) bilan énergétique; (2) organisation du secteur de l’énergie; et (3) défis d’avenir.

BILAN ÉNERGÉTIQUE

Si l’hydroélectricité et la production éolienne font du Québec la plus importante province productrice d’énergie renouvelable au Canada, le bilan de la consommation énergétique du Québec repose tout de même à plus de 50 % sur les hydrocarbures : 36 % de produits pétroliers raffinés, 14 % de gaz naturel, et autour de 1 % pour le propane et autres liquides de gaz naturel ainsi que pour le charbon[3]. Tous ces hydrocarbures proviennent de l’extérieur du Québec. L’électricité (41 %) et la biomasse (8 %) complètent la consommation. Le graphique 1 illustre ce bilan, hors biomasse, parce que celle-ci n’est pas incluse dans les statistiques détaillées de Statistique Canada.

Graphique 1 : Bilan énergétique du Québec (hors biomasse), avec pourcentage de la demande totale, 2024[4]

Produits pétroliers

Si les hydrocarbures sont entièrement importés, le Québec compte deux importantes raffineries, celles de Valero à Lévis (d’une capacité de 265 000 barils par jour) et de Suncor à Montréal (137 000 barils par jour)[5]. Les deux raffineries sont situées sur le bord du fleuve Saint-Laurent et à proximité de pipelines. Cela leur confère un positionnement stratégique qui leur permet de recevoir du pétrole brut de plusieurs sources et d’écouler leur production dans différents marchés. La capacité de raffinage totale d’un peu plus de 400 000 barils par jour est supérieure à la consommation de produits pétroliers raffinés du Québec, à moins de 350 000 barils par jour depuis plusieurs années.

Les produits pétroliers ne sont encore très importants qu’en transport, où ils représentent presque l’entièreté de l’énergie consommée. Dans ce secteur du transport (30,7 % de la consommation de la province), c’est le transport routier qui domine avec 24,2 % de l’énergie de la province, contre 4,8 % pour le transport aérien, 1 % pour le maritime, 0,4 % pour le ferroviaire et 0,1 % pour les pipelines.

Bien que les ventes de véhicules électriques (« VÉ », soit les véhicules électriques à batterie et hybride électrique rechargeable) aient beaucoup plus progressé au Québec qu’ailleurs au Canada, les consommations d’essence et de diesel au Québec n’ont pas encore diminué et sont stables. Elles s’élèvent à environ 9 milliards et 3 milliards de litres par année, respectivement, depuis 2016[6].

En 2024, le Québec avait la plus grande proportion de VÉ dans son parc automobile, avec 4,8 % (la moyenne canadienne était de 2,6 %)[7]. Les ventes d’essence se situent à environ 1 000 litres par an par habitant, ce qui est équivalent à la quantité vendue par habitant en Ontario, et un peu en deçà de la moyenne canadienne de près de 1 100 litres. Les ventes annuelles de diesel par habitant avoisinaient les 340 litres en 2024, sous la moyenne canadienne de 415 litres.

Électricité

De toutes les provinces canadiennes, c’est au Québec qu’il y a la plus grande pénétration d’électricité. Avec plus de 40 % de la consommation finale assurée par cette forme d’énergie, la province est bien au-dessus des 24 %, en moyenne, qui caractérisent le reste du Canada[8]. Comme l’illustre le graphique 2, le Québec a une très grande consommation d’électricité par habitant, avec un prix par kilowattheure (« kWh ») parmi les plus bas au Canada[9]. Avec sa population de 9 millions d’habitants (contre 16 millions en Ontario et près de 6 et 5 millions en Colombie-Britannique et en Alberta), la consommation d’électricité au Québec domine celle de toutes les autres provinces : 171 térawattheures (« TWh ») en 2024, contre 135 TWh pour la seconde province en importance, l’Ontario.

Graphique 2: Ventes totales d’électricité par habitant et valeur par kilowattheure, 2024[10]

Ce sont évidemment la grande disponibilité de l’hydroélectricité et son bas prix qui expliquent l’importance de cette consommation. Cela se traduit par une consommation énergétique résidentielle, commerciale et industrielle qui est dominée par l’électricité. Ainsi, comme l’illustre le graphique 1, plus de 50 % de l’énergie de ces secteurs provient de cette filière.

Gaz naturel

Le gaz naturel au Québec ne compte que pour moins de 15 % de la consommation totale, bien en deçà des 37 % pour le Canada, ce qui rend cette énergie moins centrale dans le bilan québécois. Elle reste néanmoins significative pour le secteur industriel et dans les bâtiments, particulièrement les bâtiments commerciaux et institutionnels.

La production de gaz naturel renouvelable (« GNR ») est en croissance au Québec, avec 124 millions de mètres cube (« m3 ») en 2024, alors qu’elle était inexistante 10 ans plus tôt[11]. Cela représente 2 % de la consommation de 6 195 millions de m3.

Biomasse

Comme dans le reste du Canada, le secteur de la biomasse au Québec manque de visibilité, notamment parce qu’il est largement exclu des statistiques énergétiques publiées par Statistique Canada. Ressources naturelles Canada rapporte cependant que 12 % de la consommation résidentielle était assurée par le bois de chauffage en 2023, et aussi 12 % dans l’industrie (déchets ligneux et liqueur résiduaire)[12].

Il existe aussi une production de biocarburants liquides au Québec, dominée par le producteur Greenfield Global, qui possède une usine d’une capacité de 200 millions de litres par an, transformant du maïs en éthanol. Des petits producteurs de biodiesel (12 millions de litres par an) et d’huile pyrolytique (16 millions de litres par an) contribuent à la production de biocarburants liquides[13]. Mais cette production reste marginale face à la consommation totale annuelle d’environ 20 milliards de litres de produits pétroliers. Des importations de biocarburants de 1,2 milliards de litres sont arrivées au Québec en 2024[14], pour satisfaire aux obligations de contenu minimal en éthanol et biodiesel dans l’essence et le diesel.

ORGANISATION DU SECTEUR DE L’ÉNERGIE

Comme dans la majorité des provinces canadiennes, le secteur de l’énergie au Québec est principalement organisé autour de deux modèles assez traditionnels : celui concurrentiel du sous-secteur des produits pétroliers et celui largement réglementé du sous-secteur électrique. Entre les produits pétroliers et l’électricité gravite le sous-secteur du gaz naturel, qui combine un plus fort degré de concurrence pour la composante énergie, avec des services de transport et de distribution très réglementés. Enfin, le sous-secteur de la biomasse est éclaté, peu structuré et peu réglementé.

Le graphique 3 illustre les principales institutions et acteurs clés des sous-secteurs de l’énergie réglementés au Québec. Le ministère de l’Économie, de l’Innovation et de l’Énergie (« MEIE ») joue un rôle important en étant le ministère responsable d’Hydro-Québec, la société d’État en charge du secteur de l’électricité. Il est aussi responsable de nommer les régisseurs de la Régie de l’énergie, le tribunal administratif fixant les tarifs d’électricité et de distribution du gaz naturel. Le MEIE tente aussi de donner une direction plus claire au secteur énergétique avec son récent projet de loi 69 (« pl 69 »), adopté en juin 2025. Il exige qu’un plan de gestion intégré des ressources énergétiques (« PGIRE ») soit développé et adopté. Ce PGIRE vise à orchestrer les différents acteurs énergétiques pour mener le Québec à la carboneutralité.

Graphique 3: Institutions et acteurs clés du secteur de l’énergie au Québec

Le ministère de l’Environnement, de la Lutte contre les changements climatiques, de la Faune et des Parcs (« MELCCFP ») joue un rôle important, mais moins direct, dans le secteur de l’énergie. Ce rôle se manifeste à travers la tarification du carbone et les programmes d’efficacité énergétique qu’il déploie. Son action affecte directement l’utilisation des produits pétroliers et du gaz naturel par le coût supplémentaire ajouté à leur prix dans le cadre du marché du carbone, formellement appelé système de plafonnement et d’échange de droits d’émission (« SPEDE ») de gaz à effet de serre (« GES »). C’est aussi le ministère responsable du plan pour économie verte (« PEV »), la politique-cadre d’électrification et de lutte contre les changements climatiques du Québec, visant l’atteinte des objectifs climatiques de la province.

Les sous-sections suivantes dressent un état des lieux de la situation dans laquelle se trouvent les quatre grands sous-secteurs énergétiques.

Produits pétroliers

Le marché des produits pétroliers est entièrement ouvert à la concurrence. Le pétrole brut est acheminé aux raffineries selon le mode de transport choisi par les raffineurs – oléoduc, navire ou train. Le prix de ce pétrole brut est librement établi par le marché. Les droits d’utilisation des pipelines sont cependant sous la supervision de la Régie de l’énergie du Canada, pour qu’il n’y ait pas d’abus de pouvoir de marché et s’assurer de services justes et raisonnables et non discriminatoires.

Les raffineurs vendent leur production à des distributeurs de produits pétroliers, qui ont eux-mêmes l’option d’importer ces produits. Le prix de chacun des produits pétroliers est fixé par le marché.

Les distributeurs de produits pétroliers sont cependant assujettis au SPEDE depuis 2015. Ils doivent s’assurer d’obtenir des droits d’émission de GES équivalents à ce que la combustion de ces produits va relâcher dans l’atmosphère. Ainsi, les « émetteurs distributeurs » de produits pétroliers tels que Harnois, Irving, Norcan, la Pétrolière Impériale, Produits Shell Canada, et d’autres, ont dû acheter durant la période 2021-2023 des droits d’émission pour couvrir l’émission de 117 millions de tonnes (« Mt ») de GES liées à la combustion de leurs produits[15]. À un prix d’environ 40$/tonne, cela correspond à 4,7 milliards de dollars. Ce coût du carbone a ajouté au prix de l’essence 8,4 ¢ par litre.

Le prix de vente des produits pétroliers est suivi par la Régie de l’énergie du Québec, mais n’est pas réglementé. Il y avait un prix plancher jusqu’à l’adoption du pl 69 en juin 2025, visant à protéger les stations-service indépendantes, mais ce prix minimum a été aboli. Une transparence accrue du prix dans les stations-service a cependant été exigée avec le pl 69. Les stations-service sont dorénavant obligées de déclarer le prix de vente de l’essence et du diesel à la Régie de l’énergie, qui publie en temps réel ces informations pour toutes les stations-service du Québec sur le site internet[16].

Électricité

Le gouvernement du Québec est beaucoup plus impliqué dans le sous-secteur de l’électricité. Hydro-Québec est une société d’État qui détient le monopole de la production d’hydroélectricité sur les projets de plus de 50 mégawatts (« MW »), à moins que les droits de production n’aient déjà été attribués à des producteurs industriels (comme c’est le cas pour Rio Tinto). Hydro-Québec détient aussi un monopole sur le transport et sur la distribution d’électricité. À noter que 10 distributeurs municipaux ou coopératives coexistent avec Hydro-Québec. Ces distributeurs n’ont pas été nationalisés en 1962, lorsque 11 distributeurs privés sont passés sous le contrôle d’Hydro-Québec[17]. Ils sont cependant beaucoup plus petits et ne desservent que 170 000 clients contre plus de 4,4 millions pour Hydro-Québec.

La production d’électricité au Québec n’est pas réglementée, ni le prix de l’énergie électrique vendue à Hydro-Québec. Celle-ci est cependant l’acheteur unique qui doit s’assurer de l’approvisionnement en électricité pour ses clients industriels, commerciaux et résidentiels. Les tarifs offerts aux clients d’Hydro-Québec sont réglementés par la Régie de l’énergie.

Hydro-Québec, dans ses activités de distribution, s’approvisionne en électricité de quatre manières :

  1. Bloc patrimonial. Un « bloc patrimonial » de 165 TWh à un prix fixé par la Loi sur la Régie de l’énergie est disponible pour Hydro-Québec. Le prix est indexé annuellement à l’inflation et s’élevait en 2025 à environ 3,3 ¢/kWh[18].
  2. Contrats post-patrimoniaux. Comme les besoins québécois dépassent 165 TWh, Hydro-Québec a signé des contrats d’approvisionnement à long terme, appelés « post-patrimoniaux », avec elle-même (Hydro-Québec, dans ses activités de production) et avec des producteurs privés. Ces contrats ont fourni 18 TWh en 2025 à un coût moyen de 11,7 ¢/kWh.
  3. Achats à court terme. Hydro-Québec achète aussi de l’électricité sur les marchés voisins, comme l’Ontario, New York, la Nouvelle-Angleterre et le Nouveau-Brunswick. Ces achats ponctuels représentent quelques TWh. En 2025, ils ont été réalisés à un coût moyen de 13,4 ¢/kWh.
  4. Gestion de la demande. Finalement, Hydro-Québec possède des outils de gestion de la demande (options interruptibles, tarification dynamique) auprès de ses clients, qui lui permettent de réduire ses approvisionnements moyennant une compensation, inférieure aux achats sur les marchés à court terme.

Les tarifs pour les clients, approuvés par la Régie de l’énergie, sont donc composés de ces coûts d’approvisionnement en électricité (non réglementés par la Régie de l’énergie), des coûts de transport (réglementés) et des coûts de distribution (réglementés). Dans les coûts de transport et de distribution, les investissements doivent être approuvés, notamment ceux en efficacité énergétique.

Les structures tarifaires utilisées par Hydro-Québec sont très simples :

  • un frais fixe quotidien (clients résidentiels ou petits clients commerciaux) ou un prix de la puissance, basé sur la puissance maximale, en kW utilisée dans un mois (clients commerciaux et industriels)
  • un prix par kWh consommé, avec une deuxième tranche de prix plus élevée pour les clients résidentiels et une deuxième tranche de prix plus bas pour les clients commerciaux. Les clients industriels n’ont qu’un seul prix par kWh.

Des tarifs dynamiques optionnels peuvent être choisis par certains clients, et différentes options tarifaires existent aussi pour certains cas. Comme l’illustre le graphique 2, la valeur monétaire des kWh vendus par Hydro-Québec est parmi les plus petites au Canada, reflétant les prix relativement bas dont bénéficient les clients.

Un interfinancement (subvention croisée) réduit de presque 20 % les tarifs payés par les clients résidentiels, au détriment des clients commerciaux qui paient 27 % de plus que ce que leurs coûts de service justifieraient. Les clients industriels paient environ 15 % de plus que ce que leurs coûts de service justifieraient.[19]

Hydro-Québec, dans ses activités de production, est aussi un joueur très actif sur la scène électrique du nord-est américain. Elle profite de ses immenses réservoirs, pouvant stocker jusqu’à 176 TWh d’énergie et de sa position centrale entre les marchés ouverts de l’Ontario, de New York et de la Nouvelle-Angleterre, pour transiger de l’énergie électrique. Deux importants contrats d’exportation à long terme de 10 TWh par an ont été signés avec le Massachusetts (20 ans) et New York (25 ans). Ces contrats ont mené à la construction de deux nouvelles lignes de transport vers ces États, dont les mises en service sont en 2026.

Gaz naturel

Énergir est le plus important distributeur de gaz naturel au Québec. Son réseau couvre la grande région de Montréal jusqu’à Québec, incluant le sud du Québec et une extension jusqu’au Lac-Saint-Jean. Elle livre du gaz naturel à environ 210 000 clients. La région de Gatineau, en Outaouais, est desservie en gaz naturel par Enbridge Gaz Québec à travers un réseau distinct, comptant un peu plus de 40 000 clients[20].

Les grands clients (consommant plus de 7 500 m³ par année) peuvent choisir leur fournisseur de gaz naturel. Différentes compagnies offrent des services de vente de gaz naturel, qu’elles achètent sur le marché nord-américain.

Les deux distributeurs de gaz naturel facturent aux clients des frais de distribution, de transport et de fourniture, s’ils n’ont pas opté pour un autre fournisseur. À ces frais s’ajoutent les frais du SPEDE, comme pour les distributeurs de produits pétroliers. Le 1er décembre 2025, le prix du carbone représentait 8,587 ¢/m³, il est ajusté chaque trimestre[21].

Les clients d’Énergir peuvent choisir d’acheter du GNR plutôt que du gaz naturel de source fossile. Le GNR coûte plus cher, mais son caractère renouvelable l’exempte de l’achat de droits d’émission dans le cadre du SPEDE. Au 1er octobre 2025, le prix du GNR était de 94,884 ¢/m3 (équivalent à 25,04 $/GJ)[22]. À titre de comparaison, le gaz naturel fossile était vendu 15,308 ¢/m3 (4,04 $/GJ) le 1er avril 2026[23].

Énergir est tenue de vendre 5 % de GNR par an auprès de sa clientèle entre 2025 et 2030, et cette quantité passera à 10 % en 2030. Les quantités nécessaires pour atteindre ces objectifs qui n’ont pas été achetées volontairement par des clients sont payées par l’ensemble de la clientèle à travers un « frais de socialisation ». Celui-ci permet de recouvrer les coûts d’achat plus élevés du GNR. La Régie de l’énergie approuve les contrats d’approvisionnement qu’Énergir établit avec des fournisseurs de GNR.

Biomasse

L’énergie issue de la biomasse prend diverses formes : bois de chauffage, granules de bois, résidus forestiers, éthanol, GNR. Les fournisseurs de ces produits sont issus du monde agricole, du secteur agroalimentaire, de la gestion des déchets, de l’industrie forestière ou de l’intersection de ces secteurs.

Le gouvernement intervient très peu dans ce sous-secteur, sauf pour les obligations de contenu d’énergie renouvelable dans le gaz naturel, l’essence et le diesel. Le cas du GNR a été vu précédemment. Pour l’essence et le diesel, le gouvernement du Québec établit des proportions minimales de volume de « contenu à faible intensité carbone » qui doit être intégré au volume total d’essence ou de diesel distribué. Ces proportions minimales sont de 12 % pour l’essence et 5 % pour le diesel depuis 2025, et atteindront progressivement 15 % et 10 % en 2030[24].

Ces contenus à faible intensité carbone incluent[25] :

  • les biocarburants, comme l’éthanol et le biodiesel;
  • les carburants produits à partir de CO2 atmosphérique et d’hydrogène vert, comme le e-diesel;
  • les carburants produits par la conversion de gaz de synthèse en hydrocarbure, comme l’essence renouvelable produite à partir de plastique non recyclable.

Il est à noter que l’intégration obligatoire de contenu à faible intensité carbone dans l’essence et le carburant diesel au Québec s’ajoute aux obligations du Règlement sur les combustibles propres (« RCP ») du gouvernement fédéral, et que les mécanismes de reddition de comptes sont distincts.

DÉFIS D’AVENIR

Le secteur de l’énergie québécois bénéficie de deux atouts majeurs. D’abord, sa grande capacité de production d’énergie électrique renouvelable à faible coût. Ensuite, un niveau déjà élevé d’électrification, ce qui donne une longueur d’avance par rapport à d’autres provinces pour la décarbonation de l’économie.

La province fait tout de même face à une série de défis importants, qui sont synthétisés ici en trois grands défis : l’atteinte des cibles de réduction de GES, l’évolution du prix de l’électricité et le développement des biocombustibles.

Atteinte des cibles de réduction de GES

Avec 8,9 tonnes de GES par habitant en 2023, le Québec est la province avec les plus petites émissions par personne. C’est aussi la province qui affiche le plus ses ambitions climatiques, en visant une réduction de 37,5 % sous le niveau de 1990 en 2035 (la cible a été repoussée de 2030 à 2035 en janvier 2026[26]). Avec son marché du carbone (« SPEDE ») lié à celui de la Californie, la province du Québec a établi un mécanisme contraignant qui crée mécaniquement une pression sur les émissions de GES. C’est la seule province canadienne qui s’est dotée d’un plafond absolu sur une large part de ses émissions (environ 75 %). Seuls l’agriculture, les déchets et certains modes de transport (avion, maritime) ne sont pas assujettis au SPEDE.

Pourtant, malgré sa bonne posture actuelle et le SPEDE, le Québec n’est pas sur une trajectoire de réduction des émissions de GES qui permet d’envisager d’atteindre la cible de 2035. Le secteur de l’énergie représente 70 % de ses émissions de GES, il faut donc que des réductions importantes surviennent dans ce secteur pour atteindre l’objectif.

Malgré le PEV et ses différentes initiatives (voir le graphique 3), le Québec n’est toujours pas parvenu à réduire sa consommation de produits pétroliers, ni celle de gaz naturel. Aucune réforme en transport n’est en vue pour rendre le secteur plus efficace et réduire sa consommation d’énergie. Même chose pour les bâtiments ou l’industrie : des discussions ont lieu autour de l’efficacité énergétique et de l’électrification, mais sans rupture importante avec le passé. L’électrification est présentée comme étant l’avenue à privilégier pour décarboner. Le Québec a déjà un secteur de l’électricité très développé. Sera-t-il en mesure de le faire évoluer pour décarboner par l’électrification ?

Évolution du prix de l’électricité et électrification

Le bas prix de l’électricité au Québec a poussé sa pénétration dans le chauffage des bâtiments et en industrie. La consommation d’électricité au Québec est par conséquent plus élevée qu’ailleurs, avec un système électrique aussi plus important. Hydro-Québec a l’objectif pour 2035 d’ajouter 60 TWh d’énergie disponible pour de nouveaux usages, ce qui est très ambitieux à réaliser en moins de 10 ans. Ces nouveaux apports vont coûter beaucoup plus cher que l’électricité du bloc patrimonial : déjà maintenant, le saut entre l’électricité patrimoniale (3,3 ¢/kWh) et la post-patrimoniale (11,7 ¢/kWh) est énorme : plus de 8 ¢/kWh ! Or les usagers ne sont aucunement préparés à payer le coût marginal de production des nouveaux approvisionnements. La tarification au coût moyen est très peu remise en question. Toute augmentation de ce coût moyen entraine même des réactions négatives – voire des remises en question des projets qui causent les hausses.

Cela induit un très mauvais signal de prix, poussant la surconsommation et n’induisant pas les justes efforts d’efficacité énergétique.

Les Québécois sont ainsi aveugles aux coûts réels des approvisionnements électriques, alors même qu’il faudrait ajouter beaucoup de nouvelle capacité pour électrifier. C’est une très mauvaise fondation économique, qui menace de faire basculer l’équilibre actuel.

Développement des biocombustibles

Même avec une électrification réussie et une réduction des besoins qui pourraient être obtenue par une plus grande efficacité énergétique, des biocombustibles gazeux et liquides auront leur place dans une société décarbonée. Certains usages sont en effet moins propices à une électrification (véhicules outils, avions, certains procédés industriels, etc.).

Aussi, la résilience du système énergétique bénéficiera d’une diversité des sources d’approvisionnement, voire d’une certaine redondance. En cas de panne de courant, ces biocombustibles seront précieux.

La sécurité énergétique et l’autosuffisance seront aussi favorisées si la biomasse est valorisée dans des circuits plus courts et/ou circulaires.

Pour ces différentes raisons, développer un sous-secteur des biocombustibles plus cohérent est important. Le Québec possède déjà différents producteurs de biocombustibles, mais la filière est morcelée et peu d’acteurs arrivent à se développer, et encore moins à s’imposer, de manière convaincante.

CONCLUSION

Le bilan énergétique du Québec se distingue par la grande part d’électricité renouvelable qu’il comporte, et par les ambitions de décarbonation plus affirmées qu’ailleurs au Canada. Les défis auxquels il fait face sont cependant assez similaires : parvenir à se mettre sur une trajectoire de réduction des émissions de GES alignée avec ses objectifs, réformer son marché de l’électricité pour lui donner des fondations économiques plus solides et donner un élan aux biocombustibles pour leur permettre de pleinement jouer leur rôle.

Un dialogue plus grand avec les autres provinces canadiennes pourrait permettre d’avancer plus rapidement sur ces trois fronts, puisque toutes connaissent ces mêmes enjeux. Mais auparavant, un diagnostic plus clairement partagé par les acteurs québécois ne nuirait pas pour permettre de travailler de manière plus coordonnée. 

 

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