BILAN \u00c9NERG\u00c9TIQUE<\/strong><\/p>\n Si l\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9 et la production \u00e9olienne font du Qu\u00e9bec la plus importante province productrice d\u2019\u00e9nergie renouvelable au Canada, le bilan de la consommation \u00e9nerg\u00e9tique du Qu\u00e9bec repose tout de m\u00eame \u00e0 plus de 50\u00a0% sur les hydrocarbures\u00a0: 36\u00a0% de produits p\u00e9troliers raffin\u00e9s, 14\u00a0% de gaz naturel, et autour de 1\u00a0% pour le propane et autres liquides de gaz naturel ainsi que pour le charbon[3]<\/a><\/sup>. Tous ces hydrocarbures proviennent de l\u2019ext\u00e9rieur du Qu\u00e9bec. L\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (41\u00a0%) et la biomasse (8\u00a0%) compl\u00e8tent la consommation. Le graphique 1 illustre ce bilan, hors biomasse, parce que celle-ci n\u2019est pas incluse dans les statistiques d\u00e9taill\u00e9es de Statistique Canada.<\/span><\/p>\n Graphique 1 : Bilan \u00e9nerg\u00e9tique du Qu\u00e9bec (hors biomasse), avec pourcentage de la demande totale, 2024[4]<\/a><\/sup><\/span><\/b><\/p>\n Produits p\u00e9troliers<\/span><\/b><\/p>\n Si les hydrocarbures sont enti\u00e8rement import\u00e9s, le Qu\u00e9bec compte deux importantes raffineries, celles de Valero \u00e0 L\u00e9vis (d\u2019une capacit\u00e9 de 265\u00a0000 barils par jour) et de Suncor \u00e0 Montr\u00e9al (137\u00a0000 barils par jour)[5]<\/a><\/sup>. Les deux raffineries sont situ\u00e9es sur le bord du fleuve Saint-Laurent et \u00e0 proximit\u00e9 de pipelines. Cela leur conf\u00e8re un positionnement strat\u00e9gique qui leur permet de recevoir du p\u00e9trole brut de plusieurs sources et d\u2019\u00e9couler leur production dans diff\u00e9rents march\u00e9s. La capacit\u00e9 de raffinage totale d\u2019un peu plus de 400 000 barils par jour est sup\u00e9rieure \u00e0 la consommation de produits p\u00e9troliers raffin\u00e9s du Qu\u00e9bec, \u00e0 moins de 350 000 barils par jour depuis plusieurs ann\u00e9es.<\/span><\/p>\n Les produits p\u00e9troliers ne sont encore tr\u00e8s importants qu\u2019en transport, o\u00f9 ils repr\u00e9sentent presque l\u2019enti\u00e8ret\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie consomm\u00e9e. Dans ce secteur du transport (30,7 % de la consommation de la province), c\u2019est le transport routier qui domine avec 24,2 % de l\u2019\u00e9nergie de la province, contre 4,8 % pour le transport a\u00e9rien, 1 % pour le maritime, 0,4 % pour le ferroviaire et 0,1 % pour les pipelines.<\/span><\/p>\n Bien que les ventes de v\u00e9hicules \u00e9lectriques (\u00ab V\u00c9 \u00bb, soit les v\u00e9hicules \u00e9lectriques \u00e0 batterie et hybride \u00e9lectrique rechargeable) aient beaucoup plus progress\u00e9 au Qu\u00e9bec qu\u2019ailleurs au Canada, les consommations d\u2019essence et de diesel au Qu\u00e9bec n\u2019ont pas encore diminu\u00e9 et sont stables. Elles s\u2019\u00e9l\u00e8vent \u00e0 environ 9 milliards et 3 milliards de litres par ann\u00e9e, respectivement, depuis 2016[6]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n En 2024, le Qu\u00e9bec avait la plus grande proportion de V\u00c9 dans son parc automobile, avec 4,8\u00a0% (la moyenne canadienne \u00e9tait de 2,6\u00a0%)[7]<\/a><\/sup>. Les ventes d\u2019essence se situent \u00e0 environ 1\u00a0000 litres par an par habitant, ce qui est \u00e9quivalent \u00e0 la quantit\u00e9 vendue par habitant en Ontario, et un peu en de\u00e7\u00e0 de la moyenne canadienne de pr\u00e8s de 1\u00a0100 litres. Les ventes annuelles de diesel par habitant avoisinaient les 340 litres en 2024, sous la moyenne canadienne de 415 litres.<\/span><\/p>\n \u00c9lectricit\u00e9<\/span><\/b><\/p>\n De toutes les provinces canadiennes, c\u2019est au Qu\u00e9bec qu\u2019il y a la plus grande p\u00e9n\u00e9tration d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Avec plus de 40\u00a0% de la consommation finale assur\u00e9e par cette forme d\u2019\u00e9nergie, la province est bien au-dessus des 24\u00a0%, en moyenne, qui caract\u00e9risent le reste du Canada[8]<\/a><\/sup>. Comme l\u2019illustre le graphique 2, le Qu\u00e9bec a une tr\u00e8s grande consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 par habitant, avec un prix par kilowattheure (\u00ab\u00a0kWh\u00a0\u00bb) parmi les plus bas au Canada[9]<\/a><\/sup>. Avec sa population de 9 millions d\u2019habitants (contre 16 millions en Ontario et pr\u00e8s de 6 et 5 millions en Colombie-Britannique et en Alberta), la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au Qu\u00e9bec domine celle de toutes les autres provinces : 171 t\u00e9rawattheures (\u00ab TWh \u00bb) en 2024, contre 135 TWh pour la seconde province en importance, l\u2019Ontario.<\/span><\/p>\n Graphique 2: Ventes totales d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 par habitant et valeur par kilowattheure, 2024[10]<\/a><\/sup><\/span><\/b><\/p>\n Ce sont \u00e9videmment la grande disponibilit\u00e9 de l\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9 et son bas prix qui expliquent l\u2019importance de cette consommation. Cela se traduit par une consommation \u00e9nerg\u00e9tique r\u00e9sidentielle, commerciale et industrielle qui est domin\u00e9e par l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Ainsi, comme l\u2019illustre le graphique 1, plus de 50\u00a0% de l\u2019\u00e9nergie de ces secteurs provient de cette fili\u00e8re.<\/span><\/p>\n Gaz naturel<\/span><\/b><\/p>\n Le gaz naturel au Qu\u00e9bec ne compte que pour moins de 15 % de la consommation totale, bien en de\u00e7\u00e0 des 37 % pour le Canada, ce qui rend cette \u00e9nergie moins centrale dans le bilan qu\u00e9b\u00e9cois. Elle reste n\u00e9anmoins significative pour le secteur industriel et dans les b\u00e2timents, particuli\u00e8rement les b\u00e2timents commerciaux et institutionnels.<\/span><\/p>\n La production de gaz naturel renouvelable (\u00ab GNR \u00bb) est en croissance au Qu\u00e9bec, avec 124 millions de m\u00e8tres cube (\u00ab m3<\/sup>\u00a0\u00bb) en 2024, alors qu\u2019elle \u00e9tait inexistante 10 ans plus t\u00f4t[11]<\/a><\/sup>. Cela repr\u00e9sente 2\u00a0% de la consommation de 6\u00a0195 millions de m3<\/sup>.<\/span><\/p>\n Biomasse<\/span><\/b><\/p>\n Comme dans le reste du Canada, le secteur de la biomasse au Qu\u00e9bec manque de visibilit\u00e9, notamment parce qu\u2019il est largement exclu des statistiques \u00e9nerg\u00e9tiques publi\u00e9es par Statistique Canada. Ressources naturelles Canada rapporte cependant que 12\u00a0% de la consommation r\u00e9sidentielle \u00e9tait assur\u00e9e par le bois de chauffage en 2023, et aussi 12\u00a0% dans l\u2019industrie (d\u00e9chets ligneux et liqueur r\u00e9siduaire)[12]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Il existe aussi une production de biocarburants liquides au Qu\u00e9bec, domin\u00e9e par le producteur Greenfield Global, qui poss\u00e8de une usine d\u2019une capacit\u00e9 de 200 millions de litres par an, transformant du ma\u00efs en \u00e9thanol. Des petits producteurs de biodiesel (12 millions de litres par an) et d\u2019huile pyrolytique (16 millions de litres par an) contribuent \u00e0 la production de biocarburants liquides[13]<\/a><\/sup>. Mais cette production reste marginale face \u00e0 la consommation totale annuelle d\u2019environ 20 milliards de litres de produits p\u00e9troliers. Des importations de biocarburants de 1,2 milliards de litres sont arriv\u00e9es au Qu\u00e9bec en 2024[14]<\/a><\/sup>, pour satisfaire aux obligations de contenu minimal en \u00e9thanol et biodiesel dans l\u2019essence et le diesel.<\/span><\/p>\n ORGANISATION DU SECTEUR DE L\u2019\u00c9NERGIE<\/strong><\/p>\n Comme dans la majorit\u00e9 des provinces canadiennes, le secteur de l\u2019\u00e9nergie au Qu\u00e9bec est principalement organis\u00e9 autour de deux mod\u00e8les assez traditionnels\u00a0: celui concurrentiel du sous-secteur des produits p\u00e9troliers et celui largement r\u00e9glement\u00e9 du sous-secteur \u00e9lectrique. Entre les produits p\u00e9troliers et l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 gravite le sous-secteur du gaz naturel, qui combine un plus fort degr\u00e9 de concurrence pour la composante \u00e9nergie, avec des services de transport et de distribution tr\u00e8s r\u00e9glement\u00e9s. Enfin, le sous-secteur de la biomasse est \u00e9clat\u00e9, peu structur\u00e9 et peu r\u00e9glement\u00e9.<\/span><\/p>\n Le graphique 3 illustre les principales institutions et acteurs cl\u00e9s des sous-secteurs de l\u2019\u00e9nergie r\u00e9glement\u00e9s au Qu\u00e9bec. Le minist\u00e8re de l\u2019\u00c9conomie, de l\u2019Innovation et de l\u2019\u00c9nergie (\u00ab MEIE \u00bb) joue un r\u00f4le important en \u00e9tant le minist\u00e8re responsable d\u2019Hydro-Qu\u00e9bec, la soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00c9tat en charge du secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Il est aussi responsable de nommer les r\u00e9gisseurs de la R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie, le tribunal administratif fixant les tarifs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et de distribution du gaz naturel. Le MEIE tente aussi de donner une direction plus claire au secteur \u00e9nerg\u00e9tique avec son r\u00e9cent projet de loi 69 (\u00ab pl 69 \u00bb), adopt\u00e9 en juin 2025. Il exige qu\u2019un plan de gestion int\u00e9gr\u00e9 des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques (\u00ab PGIRE \u00bb) soit d\u00e9velopp\u00e9 et adopt\u00e9. Ce PGIRE vise \u00e0 orchestrer les diff\u00e9rents acteurs \u00e9nerg\u00e9tiques pour mener le Qu\u00e9bec \u00e0 la carboneutralit\u00e9.<\/span><\/p>\n Graphique 3: Institutions et acteurs cl\u00e9s du secteur de l\u2019\u00e9nergie au Qu\u00e9bec<\/span><\/b><\/p>\n Le minist\u00e8re de l\u2019Environnement, de la Lutte contre les changements climatiques, de la Faune et des Parcs (\u00ab\u00a0MELCCFP\u00a0\u00bb) joue un r\u00f4le important, mais moins direct, dans le secteur de l\u2019\u00e9nergie. Ce r\u00f4le se manifeste \u00e0 travers la tarification du carbone et les programmes d\u2019efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique qu\u2019il d\u00e9ploie. Son action affecte directement l\u2019utilisation des produits p\u00e9troliers et du gaz naturel par le co\u00fbt suppl\u00e9mentaire ajout\u00e9 \u00e0 leur prix dans le cadre du march\u00e9 du carbone, formellement appel\u00e9 syst\u00e8me de plafonnement et d\u2019\u00e9change de droits d\u2019\u00e9mission (\u00ab\u00a0SPEDE\u00a0\u00bb) de gaz \u00e0 effet de serre (\u00ab\u00a0GES\u00a0\u00bb). C\u2019est aussi le minist\u00e8re responsable du plan pour \u00e9conomie verte (\u00ab\u00a0PEV\u00a0\u00bb), la politique-cadre d\u2019\u00e9lectrification et de lutte contre les changements climatiques du Qu\u00e9bec, visant l\u2019atteinte des objectifs climatiques de la province.<\/span><\/p>\n Les sous-sections suivantes dressent un \u00e9tat des lieux de la situation dans laquelle se trouvent les quatre grands sous-secteurs \u00e9nerg\u00e9tiques.<\/span><\/p>\n Produits p\u00e9troliers<\/span><\/b><\/p>\n Le march\u00e9 des produits p\u00e9troliers est enti\u00e8rement ouvert \u00e0 la concurrence. Le p\u00e9trole brut est achemin\u00e9 aux raffineries selon le mode de transport choisi par les raffineurs \u2013 ol\u00e9oduc, navire ou train. Le prix de ce p\u00e9trole brut est librement \u00e9tabli par le march\u00e9. Les droits d\u2019utilisation des pipelines sont cependant sous la supervision de la R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie du Canada, pour qu\u2019il n\u2019y ait pas d\u2019abus de pouvoir de march\u00e9 et s\u2019assurer de services justes et raisonnables et non discriminatoires.<\/span><\/p>\n Les raffineurs vendent leur production \u00e0 des distributeurs de produits p\u00e9troliers, qui ont eux-m\u00eames l\u2019option d\u2019importer ces produits. Le prix de chacun des produits p\u00e9troliers est fix\u00e9 par le march\u00e9.<\/span><\/p>\n Les distributeurs de produits p\u00e9troliers sont cependant assujettis au SPEDE depuis 2015. Ils doivent s\u2019assurer d\u2019obtenir des droits d\u2019\u00e9mission de GES \u00e9quivalents \u00e0 ce que la combustion de ces produits va rel\u00e2cher dans l\u2019atmosph\u00e8re. Ainsi, les \u00ab \u00e9metteurs distributeurs \u00bb de produits p\u00e9troliers tels que Harnois, Irving, Norcan, la P\u00e9troli\u00e8re Imp\u00e9riale, Produits Shell Canada, et d\u2019autres, ont d\u00fb acheter durant la p\u00e9riode 2021-2023 des droits d\u2019\u00e9mission pour couvrir l\u2019\u00e9mission de 117 millions de tonnes (\u00ab Mt \u00bb) de GES li\u00e9es \u00e0 la combustion de leurs produits[15]<\/a><\/sup>. \u00c0 un prix d\u2019environ 40$\/tonne, cela correspond \u00e0 4,7 milliards de dollars. Ce co\u00fbt du carbone a ajout\u00e9 au prix de l\u2019essence 8,4\u00a0\u00a2 par litre.<\/span><\/p>\n Le prix de vente des produits p\u00e9troliers est suivi par la R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie du Qu\u00e9bec, mais n\u2019est pas r\u00e9glement\u00e9. Il y avait un prix plancher jusqu\u2019\u00e0 l\u2019adoption du pl 69 en juin 2025, visant \u00e0 prot\u00e9ger les stations-service ind\u00e9pendantes, mais ce prix minimum a \u00e9t\u00e9 aboli. Une transparence accrue du prix dans les stations-service a cependant \u00e9t\u00e9 exig\u00e9e avec le pl 69. Les stations-service sont dor\u00e9navant oblig\u00e9es de d\u00e9clarer le prix de vente de l\u2019essence et du diesel \u00e0 la R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie, qui publie en temps r\u00e9el ces informations pour toutes les stations-service du Qu\u00e9bec sur le site internet[16]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n \u00c9lectricit\u00e9<\/span><\/b><\/p>\n Le gouvernement du Qu\u00e9bec est beaucoup plus impliqu\u00e9 dans le sous-secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Hydro-Qu\u00e9bec est une soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00c9tat qui d\u00e9tient le monopole de la production d\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9 sur les projets de plus de 50 m\u00e9gawatts (\u00ab MW \u00bb), \u00e0 moins que les droits de production n\u2019aient d\u00e9j\u00e0 \u00e9t\u00e9 attribu\u00e9s \u00e0 des producteurs industriels (comme c\u2019est le cas pour Rio Tinto). Hydro-Qu\u00e9bec d\u00e9tient aussi un monopole sur le transport et sur la distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. \u00c0 noter que 10 distributeurs municipaux ou coop\u00e9ratives coexistent avec Hydro-Qu\u00e9bec. Ces distributeurs n\u2019ont pas \u00e9t\u00e9 nationalis\u00e9s en 1962, lorsque 11 distributeurs priv\u00e9s sont pass\u00e9s sous le contr\u00f4le d\u2019Hydro-Qu\u00e9bec[17]<\/a><\/sup>. Ils sont cependant beaucoup plus petits et ne desservent que 170\u00a0000 clients contre plus de 4,4 millions pour Hydro-Qu\u00e9bec.<\/span><\/p>\n La production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au Qu\u00e9bec n\u2019est pas r\u00e9glement\u00e9e, ni le prix de l\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique vendue \u00e0 Hydro-Qu\u00e9bec. Celle-ci est cependant l\u2019acheteur unique qui doit s\u2019assurer de l\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9 pour ses clients industriels, commerciaux et r\u00e9sidentiels. Les tarifs offerts aux clients d\u2019Hydro-Qu\u00e9bec sont r\u00e9glement\u00e9s par la R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie.<\/span><\/p>\n Hydro-Qu\u00e9bec, dans ses activit\u00e9s de distribution, s\u2019approvisionne en \u00e9lectricit\u00e9 de quatre mani\u00e8res\u00a0:<\/span><\/p>\n Les tarifs pour les clients, approuv\u00e9s par la R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie, sont donc compos\u00e9s de ces co\u00fbts d\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9 (non r\u00e9glement\u00e9s par la R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie), des co\u00fbts de transport (r\u00e9glement\u00e9s) et des co\u00fbts de distribution (r\u00e9glement\u00e9s). Dans les co\u00fbts de transport et de distribution, les investissements doivent \u00eatre approuv\u00e9s, notamment ceux en efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique.<\/span><\/p>\n Les structures tarifaires utilis\u00e9es par Hydro-Qu\u00e9bec sont tr\u00e8s simples\u00a0:<\/span><\/p>\n Des tarifs dynamiques optionnels peuvent \u00eatre choisis par certains clients, et diff\u00e9rentes options tarifaires existent aussi pour certains cas. Comme l\u2019illustre le graphique 2, la valeur mon\u00e9taire des kWh vendus par Hydro-Qu\u00e9bec est parmi les plus petites au Canada, refl\u00e9tant les prix relativement bas dont b\u00e9n\u00e9ficient les clients.<\/span><\/p>\n Un interfinancement (subvention crois\u00e9e) r\u00e9duit de presque 20 % les tarifs pay\u00e9s par les clients r\u00e9sidentiels, au d\u00e9triment des clients commerciaux qui paient 27 % de plus que ce que leurs co\u00fbts de service justifieraient. Les clients industriels paient environ 15 % de plus que ce que leurs co\u00fbts de service justifieraient.[19]<\/a><\/sup><\/span><\/p>\n Hydro-Qu\u00e9bec, dans ses activit\u00e9s de production, est aussi un joueur tr\u00e8s actif sur la sc\u00e8ne \u00e9lectrique du nord-est am\u00e9ricain. Elle profite de ses immenses r\u00e9servoirs, pouvant stocker jusqu\u2019\u00e0 176 TWh d\u2019\u00e9nergie et de sa position centrale entre les march\u00e9s ouverts de l\u2019Ontario, de New York et de la Nouvelle-Angleterre, pour transiger de l\u2019\u00e9nergie \u00e9lectrique. Deux importants contrats d\u2019exportation \u00e0 long terme de 10 TWh par an ont \u00e9t\u00e9 sign\u00e9s avec le Massachusetts (20 ans) et New York (25 ans). Ces contrats ont men\u00e9 \u00e0 la construction de deux nouvelles lignes de transport vers ces \u00c9tats, dont les mises en service sont en 2026.<\/span><\/p>\n Gaz naturel<\/span><\/b><\/p>\n \u00c9nergir est le plus important distributeur de gaz naturel au Qu\u00e9bec. Son r\u00e9seau couvre la grande r\u00e9gion de Montr\u00e9al jusqu\u2019\u00e0 Qu\u00e9bec, incluant le sud du Qu\u00e9bec et une extension jusqu\u2019au Lac-Saint-Jean. Elle livre du gaz naturel \u00e0 environ 210 000 clients. La r\u00e9gion de Gatineau, en Outaouais, est desservie en gaz naturel par Enbridge Gaz Qu\u00e9bec \u00e0 travers un r\u00e9seau distinct, comptant un peu plus de 40 000 clients[20]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Les grands clients (consommant plus de 7\u00a0500 m\u00b3 par ann\u00e9e) peuvent choisir leur fournisseur de gaz naturel. Diff\u00e9rentes compagnies offrent des services de vente de gaz naturel, qu\u2019elles ach\u00e8tent sur le march\u00e9 nord-am\u00e9ricain.<\/span><\/p>\n Les deux distributeurs de gaz naturel facturent aux clients des frais de distribution, de transport et de fourniture, s\u2019ils n\u2019ont pas opt\u00e9 pour un autre fournisseur. \u00c0 ces frais s\u2019ajoutent les frais du SPEDE, comme pour les distributeurs de produits p\u00e9troliers. Le 1er<\/sup> d\u00e9cembre 2025, le prix du carbone repr\u00e9sentait 8,587 \u00a2\/m\u00b3, il est ajust\u00e9 chaque trimestre[21]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n Les clients d\u2019\u00c9nergir peuvent choisir d\u2019acheter du GNR plut\u00f4t que du gaz naturel de source fossile. Le GNR co\u00fbte plus cher, mais son caract\u00e8re renouvelable l\u2019exempte de l\u2019achat de droits d\u2019\u00e9mission dans le cadre du SPEDE. Au 1er<\/sup> octobre 2025, le prix du GNR \u00e9tait de 94,884 \u00a2\/m3<\/sup> (\u00e9quivalent \u00e0 25,04 $\/GJ)[22]<\/a><\/sup>. \u00c0 titre de comparaison, le gaz naturel fossile \u00e9tait vendu 15,308 \u00a2\/m3<\/sup> (4,04 $\/GJ) le 1er avril 2026[23]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n \u00c9nergir est tenue de vendre 5 % de GNR par an aupr\u00e8s de sa client\u00e8le entre 2025 et 2030, et cette quantit\u00e9 passera \u00e0 10 % en 2030. Les quantit\u00e9s n\u00e9cessaires pour atteindre ces objectifs qui n\u2019ont pas \u00e9t\u00e9 achet\u00e9es volontairement par des clients sont pay\u00e9es par l\u2019ensemble de la client\u00e8le \u00e0 travers un \u00ab frais de socialisation \u00bb. Celui-ci permet de recouvrer les co\u00fbts d\u2019achat plus \u00e9lev\u00e9s du GNR. La R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie approuve les contrats d\u2019approvisionnement qu\u2019\u00c9nergir \u00e9tablit avec des fournisseurs de GNR.<\/span><\/p>\n Biomasse<\/span><\/b><\/p>\n L\u2019\u00e9nergie issue de la biomasse prend diverses formes\u00a0: bois de chauffage, granules de bois, r\u00e9sidus forestiers, \u00e9thanol, GNR. Les fournisseurs de ces produits sont issus du monde agricole, du secteur agroalimentaire, de la gestion des d\u00e9chets, de l\u2019industrie foresti\u00e8re ou de l\u2019intersection de ces secteurs.<\/span><\/p>\n Le gouvernement intervient tr\u00e8s peu dans ce sous-secteur, sauf pour les obligations de contenu d\u2019\u00e9nergie renouvelable dans le gaz naturel, l\u2019essence et le diesel. Le cas du GNR a \u00e9t\u00e9 vu pr\u00e9c\u00e9demment. Pour l\u2019essence et le diesel, le gouvernement du Qu\u00e9bec \u00e9tablit des proportions minimales de volume de \u00ab\u00a0contenu \u00e0 faible intensit\u00e9 carbone\u00a0\u00bb qui doit \u00eatre int\u00e9gr\u00e9 au volume total d\u2019essence ou de diesel distribu\u00e9. Ces proportions minimales sont de 12\u00a0% pour l\u2019essence et 5\u00a0% pour le diesel depuis 2025, et atteindront progressivement 15\u00a0% et 10\u00a0% en 2030[24]<\/a><\/sup>.<\/span><\/p>\n![\"\"](\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2026\/07\/PPineau_Figure1-scaled.png\")
<\/a><\/span><\/i><\/p>\n![\"\"](\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2026\/07\/PPineau_Figure2-scaled.png\")
<\/a><\/span><\/i><\/p>\n![\"\"](\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2026\/07\/PPineau_Figure3-scaled.png\")
<\/a><\/span><\/i><\/p>\n\n
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