Energie au Québec

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Energie au Québec

Énergie au QuĂ©bec

Énergie au QuĂ©bec
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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]
ÉlectricitĂ© -6,3 TWh (2006)[5],[note 1]
Production
Production indigĂšne
d'électricité
212 5 TWh dont :
hydroĂ©lectricitĂ© (96.8 %), nuclĂ©aire (2.3 %),autres (0.9 %),
Consommation finale
Total 41 millions tep (2006)[6]
Par agent Ă©nergĂ©tique ÉlectricitĂ©[7] (40.4 %),PĂ©trole[7] (36.8 %),Gaz naturel[7] (12.6 %),Biomasse[7] (9.4 %),Charbon[7] (0.9) %,
Par secteur MĂ©nages 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 : MinistĂšre des Ressources naturelles et de la Faune du QuĂ©bec[note 3]

Le secteur de l'Ă©nergie au QuĂ©bec prĂ©sente les caractĂ©ristiques d'une Ă©conomie industrialisĂ©e, mais certaines caractĂ©ristiques particuliĂšres lui confĂšrent une personnalitĂ© unique. DotĂ© de vastes ressources renouvelables en raison de ses milliers de riviĂšres, de ses riches gisements Ă©oliens et d'immenses forĂȘts borĂ©ales, qui couvrent la moitiĂ© de son territoire, le QuĂ©bec produit environ la moitiĂ© de toute l'Ă©nergie finale consommĂ©e par ses habitants.

La structure industrielle et une partie de la vitalitĂ© Ă©conomique du QuĂ©bec ont Ă©tĂ© fortement influencĂ©es par la prĂ©sence de sources d'Ă©nergie abondantes, peu chĂšres et renouvelables. La proximitĂ© de ces sources d'Ă©nergie a eu une influence dĂ©terminante sur le dĂ©veloppement de rĂ©gions comme le Saguenay–Lac-Saint-Jean, la Mauricie et la CĂŽte-Nord, non seulement sur le plan du dĂ©veloppement Ă©conomique, mais sur le peuplement mĂȘme de ces rĂ©gions du QuĂ©bec.

Bien qu'il produise une grande quantitĂ© d'Ă©nergie, le QuĂ©bec en consomme beaucoup, Ă  l'instar de ses voisins nord-amĂ©ricains ; sa consommation Ă©nergĂ©tique par habitant, estimĂ©e Ă  224,53 gigajoules en 2006[6], le classe parmi les peuples les plus Ă©nergivores du monde. Le QuĂ©bec se classe au second rang mondial pour la consommation d'Ă©lectricitĂ© par habitant, derriĂšre l'Islande et devant la NorvĂšge, avec une consommation annuelle moyenne de 27 518 kilowatts-heure en 2005[8].

Sommaire

ÉlectricitĂ©

Article principal : Hydro-QuĂ©bec.

L'Ă©lectricitĂ© est la principale source d'Ă©nergie utilisĂ©e au QuĂ©bec et reprĂ©sente 40,4 % de la consommation finale[7]. Hydro-QuĂ©bec exerce un quasi-monopole sur la production, le transport et la distribution de l'Ă©lectricitĂ© sur l'ensemble du territoire quĂ©bĂ©cois. La presque totalitĂ© de l'Ă©nergie Ă©lectrique consommĂ©e au QuĂ©bec provient de centrales hydroĂ©lectriques (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
NuclĂ©aire 4 871 4 987 5 558 4 145 4 020 —
Éolien 448 202 — — — —
Produits pĂ©troliers 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-QuĂ©bec a Ă©tĂ© particuliĂšrement notable durant les 20 annĂ©es qui ont suivi la seconde nationalisation de l'Ă©lectricitĂ©, en 1963. Hydro-QuĂ©bec a presque quadruplĂ© sa capacitĂ© de production, passant de 6 800 mĂ©gawatts Ă  presque 24 000, grĂące Ă  la construction et de la mise en service de deux grands projets de complexes hydroĂ©lectriques : les sept premiĂšres centrales du projet Manic-Outardes, sur la CĂŽte-Nord, ainsi que les trois centrales de la phase I du projet de la Baie-James. Ces ouvrages ont ajoutĂ© une capacitĂ© combinĂ©e de plus de 10 000 mĂ©gawatts[10].

En 2008, la sociĂ©tĂ© d'État quĂ©bĂ©coise figure parmi les plus grands producteurs d'hydroĂ©lectricitĂ© au monde avec une puissance hydraulique installĂ©e de 34 118 mĂ©gawatts, sur une capacitĂ© totale de 36 429 mĂ©gawatts. Cinq de ses amĂ©nagements hydroĂ©lectriques dĂ©passent les 2 000 mĂ©gawatts — les centrales Manic-5, La Grande-4, La Grande-3, La Grande-2-A et Robert-Bourassa — alors que 7 autres ont une capacitĂ© de plus de 1 000 mĂ©gawatts[10].

Production

Production hydroélectrique

L'intĂ©rieur de la centrale Robert-Bourassa. D'une capacitĂ© de 5 616 mĂ©gawatts, cette centrale souterraine inaugurĂ©e en 1979 est la plus plus puissante du genre au monde.

Hydro-QuĂ©bec possĂšde en tout 59 centrales hydroĂ©lectriques, amĂ©nagĂ©es sur 13 des 430 bassins versants du QuĂ©bec, dont le fleuve Saint-Laurent et les riviĂšres des Outaouais, Gatineau, Saint-Maurice, aux Outardes, Manicouagan et La Grande. Les huit centrales installĂ©es dans ce dernier bassin versant fournissent plus de 43 % de toute l'Ă©lectricitĂ© produite au QuĂ©bec.

Une dizaine de grands ouvrages ont Ă©tĂ© construits entre 1959 et 1984, une pĂ©riode caractĂ©risĂ©e par la construction de complexes hydroĂ©lectriques majeurs de Manic-Outardes et de la Baie-James. Ces deux complexes ont ajoutĂ© 17 000 mĂ©gawatts Ă  la capacitĂ© installĂ©e quĂ©bĂ©coise.

La construction de grands projets hydroĂ©lectriques a repris depuis le dĂ©but des annĂ©es 2000, avec des projets Ă  la baie James, au Saguenay–Lac-Saint-Jean, en Mauricie, en Outaouais et sur la CĂŽte-Nord. La construction d'un amĂ©nagement de quatre nouvelles centrales sur la riviĂšre Romaine, au nord-est de Havre-Saint-Pierre a dĂ©butĂ© le 13 mai 2009[11]. Les ouvrages de ce complexe sont conçus pour livrer 1 550 mĂ©gawatts supplĂ©mentaires au rĂ©seau quĂ©bĂ©cois. Elles devraient ĂȘtre mises en service entre 2014 et 2020[12].

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

Lors de la nationalisation de 1963, le gouvernement a volontairement Ă©vitĂ© de prendre le contrĂŽle des installations d'autoproduction de la grande industrie construites sur son territoire. Cette dĂ©cision fait en sorte que Rio Tinto Alcan constitue le deuxiĂšme producteur d'hydroĂ©lectricitĂ© au QuĂ©bec, avec une puissance installĂ©e de 2 042 mĂ©gawatts en 2008[13]. D'autres grandes entreprises industrielles possĂšdent des centrales qui alimentent leurs installations, dont AbitibiBowater[14] et Alcoa[15].

Certains acteurs secondaires du secteur Ă©nergĂ©tique, comme Énergie Brookfield, Innergex, Boralex et Algonquin Power Fund, se sont plutĂŽt spĂ©cialisĂ©s dans la construction et l'exploitation de petites centrales hydroĂ©lectriques et la rĂ©fection de centrales dĂ©saffectĂ©es. Enfin, certains exploitants de rĂ©seaux municipaux d'Ă©lectricitĂ© — en particulier les villes de Sherbrooke, Saguenay, Magog et Coaticook — exploitent de petites centrales au fil de l'eau situĂ©es sur leur territoire.

Production nucléaire

Grappes de combustibles utilisés dans une centrale nucléaire CANDU. Hydro-Québec opÚre en 2009 une centrale de ce type à Gentilly, prÚs de Bécancour.

PrĂšs de 40 ans aprĂšs un intense dĂ©bat sur la pertinence d'adopter la technologie nuclĂ©aire, cette forme d'Ă©nergie demeure relativement marginale dans le bilan Ă©nergĂ©tique quĂ©bĂ©cois. En 2007, l'Ă©lectricitĂ© produite par la fission nuclĂ©aire ne constituait que 2,97 % de tous les approvisionnements d'Hydro-QuĂ©bec[16].

Le QuĂ©bec dispose de deux centrales nuclĂ©aires, les centrales Gentilly-1 et Gentilly-2, construites entre 1966 et 1983 sur les bords du fleuve Saint-Laurent, Ă  BĂ©cancour, en face de Trois-RiviĂšres. La premiĂšre, un rĂ©acteur CANDU-BLW construit par Énergie atomique du Canada LimitĂ©e (EACL) et d'une puissance nette de 266 mĂ©gawatts, a Ă©tĂ© mise en service en novembre 1970. La centrale n'a produit de l'Ă©lectricitĂ© que pendant deux brĂšves pĂ©riodes, totalisant 183 jours, en 1972. Elle a Ă©tĂ© mise en Ă©tat de conservation par EACL en 1980, qui en demeure propriĂ©taire[17].

La seconde, une centrale de type CANDU-PHW de 675 mĂ©gawatts, a Ă©tĂ© mise en service commercial par Hydro-QuĂ©bec en 1983, aprĂšs une pĂ©riode de construction Ă©chelonnĂ©e sur 10 ans[17]. AprĂšs plusieurs annĂ©es d'Ă©tudes, le gouvernement du QuĂ©bec a annoncĂ©, le 19 aoĂ»t 2008, la rĂ©fection de la centrale de Gentilly-2. L'opĂ©ration de rĂ©fection nĂ©cessitera la fermeture de la centrale entre le printemps de 2011 et l'automne de 2012. Le projet, d'un coĂ»t total estimĂ© Ă  1,9 milliard de dollars canadiens, prolongera la vie utile de la centrale jusqu'en 2035[18]. Hydro-QuĂ©bec mise sur l'expĂ©rience acquise pendant la rĂ©fection de la Centrale nuclĂ©aire de la Pointe Lepreau, une centrale presque identique situĂ©e au Nouveau-Brunswick et gĂ©rĂ©e par Énergie NB, pour optimiser son programme de rĂ©fection[19].

La centrale de Gentilly-2 utilise annuellement de 4 500 Ă  5 000 grappes de combustible nuclĂ©aire renfermant chacune 19 kg d'uranium naturel sous forme de dioxyde d'uranium (UO2). L'ensemble de l'uranium utilisĂ© est importĂ© de la Saskatchewan[20].

Le sous-sol quĂ©bĂ©cois recĂšle quelques gĂźtes d'uranium ; sept types de gĂźtes sont reconnus dans la littĂ©rature. Les campagnes d'exploration entreprises dans les annĂ©es 1980 n'ont toutefois pas trouvĂ© de gisement rentable. Cependant, plusieurs compagnies miniĂšres s'intĂ©ressent Ă  nouveau au potentiel des gisements identifiĂ©s et ont Ă©tabli de nouveaux programmes d'exploration depuis l'automne 2004[21]. La pression sur la demande mondiale ont fait bondir les budgets consacrĂ©s Ă  la prospection de nouvelles sources d'uranium. Les dĂ©penses d'exploration au QuĂ©bec Ă  ce chapitre ont bondi au cours des derniĂšres annĂ©es, passant de 1,3 million de dollars en 2004 Ă  70,9 millions de dollars en 2007[22].

Production thermique

La centrale de Tracy.

La production d'Ă©lectricitĂ© par combustion fossile reste marginale au QuĂ©bec. La centrale de Tracy, une centrale au mazout mise en service entre 1964 et 1968 et hĂ©ritĂ©e de la Shawinigan Water and Power Company[23], est la seule grande centrale du type dans le parc d'Hydro-QuĂ©bec. La sociĂ©tĂ© d'État utilise trĂšs peu la centrale de Tracy, d'une capacitĂ© de 660 mĂ©gawatts, ainsi que les trois turbines Ă  gaz qu'elle possĂšde Ă  BĂ©cancour, La CitiĂšre et Cadillac, prĂšs de Rouyn-Noranda.

Hydro-QuĂ©bec Distribution exploite Ă©galement une sĂ©rie de 23 gĂ©nĂ©ratrices au diesel qui alimentent en Ă©lectricitĂ© les rĂ©gions qui ne sont pas reliĂ©es au rĂ©seau principal de transport d'Ă©lectricitĂ© d'Hydro-QuĂ©bec TransÉnergie. La plus importante de ces centrales est situĂ©e aux Îles de la Madeleine[24]. Les autres sont rĂ©parties dans des villages au Nunavik, sur la Basse-CĂŽte-Nord et en Haute-Mauricie.

À l'exception des centrales alimentant les rĂ©seaux autonomes, une seule centrale thermique d'importance a fourni de l'Ă©lectricitĂ© sur une base rĂ©guliĂšre au cours de la deuxiĂšme moitiĂ© des annĂ©es 2000. Il s'agit d'une centrale Ă  cycle combinĂ© au gaz naturel construite et exploitĂ©e par TransCanada Energy, situĂ©e Ă  BĂ©cancour. Ouverte en 2006, la centrale a fonctionnĂ© pendant plus d'un an. Cependant, la RĂ©gie de l'Ă©nergie du QuĂ©bec a autorisĂ© une entente proposĂ©e par Hydro-QuĂ©bec, pour fermer la centrale pendant les annĂ©es 2008 et 2009, en raison d'une augmentation de la demande moins forte que prĂ©vu et de l'hydraulicitĂ© favorable enregistrĂ©e depuis quelques annĂ©es[25],[26].

Un autre projet de centrale thermique a suscitĂ© beaucoup de controverse. AnnoncĂ© en 2001, le projet du SuroĂźt, une centrale thermique Ă  cycle combinĂ© qu'Hydro-QuĂ©bec voulait construire Ă  Beauharnois, Ă  proximitĂ© de la centrale hydroĂ©lectrique existante, a soulevĂ© un tollĂ© dans la population. Le dĂ©bat sur la ratification par le Canada du protocole de Kyoto au dĂ©but des annĂ©es 2000 ainsi qu'un niveau d'Ă©missions estimĂ© de 2,25 millions de tonnes de dioxyde de carbone par annĂ©e — soit 3 % du total quĂ©bĂ©cois — ont rendu le projet impopulaire dans l'opinion publique[27].

Le gouvernement de Jean Charest abandonne le SuroĂźt en novembre 2004[28],[29], en raison de l'opposition des QuĂ©bĂ©cois — 67 % des personnes interrogĂ©es dans un sondage menĂ© en janvier 2004 disaient y ĂȘtre opposĂ©es[27].

Production Ă©olienne

Éolienne Ă  axe vertical en GaspĂ©sie.

MalgrĂ© une importante percĂ©e au cours des derniĂšres annĂ©es, l'Ă©nergie Ă©olienne tarde Ă  s'imposer comme une composante importante du bilan Ă©nergĂ©tique quĂ©bĂ©cois. En 2007, l'Ă©olien ne constituait que 0,32 % de tous les approvisionnements Ă©lectriques vendus par Hydro-QuĂ©bec. Cette obscuritĂ© relative de l'Ă©olien dans les statistiques cache toutefois un dĂ©veloppement de cette industrie, stimulĂ©e par deux appels d'offres d'Hydro-QuĂ©bec Distribution, en 2003 et 2005, afin d'acheter respectivement 1 000 et 2 000 mĂ©gawatts d'Ă©nergie 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 premiÚres livraisons en vertu des appels d'offre d'Hydro-Québec ont eu lieu en 2006, et s'échelonnent jusqu'en décembre 2015[30].

Le dĂ©veloppement Ă©olien a soulevĂ© plusieurs polĂ©miques sur le modĂšle de dĂ©veloppement choisi par le gouvernement, qui a exclu Hydro-QuĂ©bec ou une autre sociĂ©tĂ© d'État du processus d'appel d'offres[32], sur les redevances versĂ©es par les producteurs aux propriĂ©taires de terrain et aux municipalitĂ©s-hĂŽtesses ou encore sur la rĂ©action des rĂ©sidents, notamment en GaspĂ©sie, qui ont vu pousser des grands parcs de 50 Ă  100 hĂ©lices dans leur milieu de vie.

Transport de l'électricité

Le poste Saint-Sulpice d'Hydro-QuĂ©bec TransÉnergie, situĂ© Ă  L'Assomption.

Au chapitre du transport de l'Ă©lectricitĂ©, la division TransÉnergie d'Hydro-QuĂ©bec exploite le plus grand rĂ©seau de transport de l'Ă©lectricitĂ© en AmĂ©rique du Nord[10]. Long de 33 058 km, dont 11 422 km Ă  765 et 735 kV[10], il a la particularitĂ© d'ĂȘtre organisĂ© autour de grands axes Ă  trĂšs haute tension (735 kV ou ±450 kV c.c.) qui relient les centres de production Ă©loignĂ©s de la CĂŽte-Nord, du Nord-du-QuĂ©bec ou du Labrador, aux grands centres de consommation de QuĂ©bec et MontrĂ©al.

Cette particularité du réseau électrique québécois fait en sorte que le Québec gÚre 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 entiÚre, 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 Ă  l'Energy Policy Act of 2005[33], une politique du gouvernement fĂ©dĂ©ral des États-Unis qui impose des normes de fiabilitĂ© obligatoires aux rĂ©seaux de transport de l'Ă©lectricitĂ© aux États-Unis[34],[35], la RĂ©gie de l'Ă©nergie du QuĂ©bec a mandatĂ© l'unitĂ© de ContrĂŽle des mouvements d'Ă©nergie (CME) de TransÉnergie en tant que coordonnateur de fiabilitĂ© du rĂ©seau Ă©lectrique quĂ©bĂ©cois. En vertu de cette dĂ©signation, le CME est responsable de faire appliquer les rĂšgles nord-amĂ©ricaines au QuĂ©bec en plus des rĂšgles supplĂ©mentaires qu'elle peut instituer afin de tenir compte du contexte particulier du QuĂ©bec.

Exportations et importations d'électricité

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-QuĂ©bec TransÉnergie, Ă  L'Ange-Gardien. Cette interconnexion permet de synchroniser l'Ă©lectricitĂ© produite au QuĂ©bec au rĂ©seau d'Hydro One en Ontario. Le poste HVDC dos Ă  dos permettra d'exporter jusqu'Ă  1250 MW d'Ă©lectricitĂ© Ă  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
RĂ©ceptions des États-Unis 2 534 3 471 546 730 35 7
RĂ©ceptions du reste du Canada (Excluant Churchill Falls) 4 950 2 246 1 306 1 507 31 58
Total des rĂ©ceptions (Excluant Churchill Falls) 7 484 5 717 1 852 2 237 66 65
RĂ©ception des chutes Churchill 31 348 29 719 25 779 26 367 30 696 35 941

Énergies fossiles

PĂ©trole

La part du pĂ©trole dans le bilan Ă©nergĂ©tique quĂ©bĂ©cois est en constante diminution depuis les chocs pĂ©troliers de 1973 et de 1979, passant de 56,3 % Ă  36,8 % de la consommation totale entre 1981 et 2006. Cette consommation a Ă©galement chutĂ© en chiffres absolus, passant de 19,2 Ă  15,1 millions tonnes d'Ă©quivalent pĂ©trole (tep) durant cette pĂ©riode[7].

Entre 1987 et 2006, le pĂ©trole consommĂ© au QuĂ©bec provenait principalement de la mer du Nord. Cette situation a Ă©tĂ© modifiĂ©e en 2007, alors que les importations d'Afrique (41,8 %) ont dĂ©passĂ© pour la premiĂšre fois les arrivages en provenance du Royaume-Uni et de la NorvĂšge (38,2 %). L'AlgĂ©rie constitue le principal pays fournisseur, avec 31,9 % du marchĂ© quĂ©bĂ©cois. Le pĂ©trole de l'est du Canada ne constituait que 7,9 % des importations[1].

Bien que le QuĂ©bec importe la totalitĂ© de son pĂ©trole, il est un exportateur net de produits raffinĂ©s. Ce paradoxe s'explique en raison de la localisation stratĂ©gique de la vallĂ©e du Saint-Laurent, au cƓur du continent. Avec une capacitĂ© de raffinage de 525 000 barils par jour — largement supĂ©rieure Ă  ses besoins domestiques —, le QuĂ©bec a rĂ©alisĂ© en 2006 des exportations nettes d'essence et carburant diesel de 2,8 millions tep, principalement Ă  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 pĂ©trole au QuĂ©bec, qui ont une capacitĂ© combinĂ©e d'environ 525 000 barils par jour (bpj). La plus importante, la raffinerie Jean-Gaulin d'Ultramar, situĂ©e dans l'arrondissement de Saint-Romuald de la ville de LĂ©vis possĂšde une capacitĂ© de 265 000 bpj[38]. Sa situation en aval de QuĂ©bec lui permet d'accueillir des pĂ©troliers d'une capacitĂ© maximale d'un million de barils Ă  longueur d'annĂ©e, ce qui lui procure un avantage sur ses concurrentes situĂ©es en amont sur le fleuve.

Deux autres raffineries, celles de Shell et de PĂ©tro-Canada, sont situĂ©es Ă  MontrĂ©al-Est. Elles ont une capacitĂ© de 130 000 bpj chacune[39],[40].

MalgrĂ© une augmentation de la capacitĂ© de raffinage de 50 000 bpj Ă  la raffinerie de Saint-Romuald en 2008[38], la capacitĂ© totale du QuĂ©bec s'est rĂ©duite d'un tiers depuis le dĂ©but des annĂ©es 1980, alors que 7 raffineries Ă©taient en activitĂ©. 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 fermĂ© leurs portes[41].

À elles seules, les trois raffineries quĂ©bĂ©coises produisent 3,8 millions de tonnes de dioxyde de carbone Ă©quivalent par annĂ©e, soit prĂšs de 5 % de tous les gaz Ă  effet de serre produits au QuĂ©bec en 2006[42].

Pipelines

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

Les deux raffineries de MontrĂ©al reçoivent une partie de leur alimentation en brut de Portland, Maine grĂące Ă  une sĂ©rie d'olĂ©oducs exploitĂ©s par Pipe-lines Portland MontrĂ©al (PLPM)[43]. L'olĂ©oduc, d'une longueur de 378 km, a Ă©tĂ© inaugurĂ© Ă  l'automne 1941. Il est constituĂ© de trois canalisations de 610, 457 et 324 millimĂštres de diamĂštre, mais la plus petite des trois a Ă©tĂ© nettoyĂ©e et retirĂ©e du service en 1984[44]. Le PLPM permet d'acheminer 525 000 barils de brut quotidiennement[45].

Une partie du pĂ©trole brut acheminĂ© par l'olĂ©oduc de PLPM est transfĂ©rĂ© directement vers les raffineries ontariennes, en utilisant la conduite numĂ©ro 9 d'Enbridge, un olĂ©oduc long de 832 km qui relie MontrĂ©al Ă  la ville de Sarnia, dans le sud-ouest de l'Ontario, prĂšs de la frontiĂšre du Michigan. InaugurĂ© en 1976, cet olĂ©oduc servait Ă  l'origine Ă  transporter du pĂ©trole lĂ©ger produit en Alberta vers les raffineries montrĂ©alaises. Depuis 1999, il est utilisĂ© exclusivement afin d'exporter du brut vers l'Ontario. L'olĂ©oduc possĂšde une capacitĂ© d'environ 240 000 barils par jour[46].

Toutefois, cette situation pourrait changer dans les annĂ©es 2010 en raison du projet Trailbreaker d'Enbridge et de Pipe-lines Portland MontrĂ©al. LancĂ© au dĂ©but de 2008, le projet de 350 millions de dollars inverserait Ă  nouveau le flot de l'olĂ©oduc pour transporter du pĂ©trole extra lourd des sables bitumineux de l'Alberta vers MontrĂ©al[47].

Le projet fournirait 80 000 barils par jour aux raffineries de MontrĂ©al. Le reste de la capacitĂ© de l'olĂ©oduc permettrait d'exporter 128 000 barils vers le Maine, qui seraient ensuite transportĂ© par bateau vers les grands complexes pĂ©trochimiques du golfe du Mexique pour y ĂȘtre raffinĂ©[48].

Bien que reportĂ© en raison de la crise financiĂšre de 2007-2009, les dirigeants d'Enbridge ont toujours l'intention d'aller de l'avant avec Trailbreaker[49], un projet contestĂ© par plusieurs groupes environnementalistes. Les critiques soulignent le fait que l'inversion de l'olĂ©oduc triplerait les Ă©missions de gaz Ă  effet de serre des raffineries de MontrĂ©al[47] et que la production et le raffinage de ce brut lourd et visqueux ont des des effets particuliĂšrement nĂ©fastes sur la qualitĂ© de l'air et de l'eau. Selon un spĂ©cialiste consultĂ© par le quotidien montrĂ©alais Le Devoir, cette opinion doit ĂȘtre nuancĂ©e, puisque l'essentiel des Ă©missions de carbone dans l'atmosphĂšre surviennent lors de l'utilisation des produits pĂ©troliers. De plus, le niveau d'Ă©mission des raffineries sera influencĂ© par le type de traitement qui sera effectuĂ© sur les lieux d'extraction des sables bitumineux avant son acheminement par l'olĂ©oduc[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 DeuxiÚme Guerre mondiale[48],[51].

Un autre projet d'olĂ©oduc est prĂ©sentement Ă  l'Ă©tude. Le projet Pipeline Saint-Laurent d'Ultramar consisterait Ă  relier sa raffinerie de LĂ©vis Ă  son centre de distribution, situĂ© Ă  MontrĂ©al-Est par une conduite Ă  basse pression de vapeur de 406 millimĂštres (16 pouces) et longue de 240 km[52]. Selon le promoteur, le projet permettrait de rĂ©duire l'utilisation du transport ferroviaire, routier et maritime pour transporter ses produits pĂ©troliers et rĂ©duirait ses Ă©missions de gaz Ă  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 rĂ©glementaires requises[54].

Gaz naturel

Article principal : Gaz MĂ©tro.
Gas stove blue flames.jpg

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

Le rĂ©seau de Gaz MĂ©tro consiste en 8 300 km de conduites de distribution et 850 km de conduites de transport[56], qui desservent la vallĂ©e du Saint-Laurent, jusqu'Ă  QuĂ©bec, les Laurentides, l'Estrie, la Beauce, le Saguenay–Lac-Saint-Jean et les principales villes de l'Abitibi[57].

Gaz MĂ©tro dĂ©tient des participations dans les rĂ©seaux de gazoduc Trans QuĂ©bec-Maritimes, Portland Natural Gas Transmission System et Champion Pipe Line. L'entreprise est Ă©galement active dans l'Ă©tat du Vermont, oĂč elle possĂšde l'unique distributeur de gaz naturel et le second distributeur d'Ă©lectricitĂ© en importance dans cet Ă©tat amĂ©ricain voisin du QuĂ©bec[58].

Un consortium d'entreprises regroupant Gaz MĂ©tro, Enbridge, GDF Suez et Gazprom projette de construire un terminal mĂ©thanier sur le Saint-Laurent, Ă  l'est de la ville de LĂ©vis. Le projet Rabaska permettra d'importer du gaz naturel liquĂ©fiĂ© du gisement de Chtokman dans la mer de Barents[59]. MalgrĂ© la controverse sur la sĂ©curitĂ© de ce type d'installation en face de QuĂ©bec et de l'avis dĂ©favorable de la Commission de protection du territoire agricole, le Bureau d'audiences publiques sur l'environnement a donnĂ© un avis favorable au projet dans un rapport d'enquĂȘte rendu public le 4 juillet 2007 [60].

La construction du terminal devrait dĂ©buter en 2010 et sa mise en service est prĂ©vue en 2014. Le coĂ»t de construction du projet est Ă©valuĂ© Ă  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 pétroliÚres (SOQUIP) a été l'une des pionniÚres en matiÚre d'exploration du potentiel pétrolier et gazier du Québec. DÚs 1969, la SOQUIP a effectué des forages dans la région au nord-est de Trois-RiviÚres en Mauricie ainsi qu'en Gaspésie[61].

AprĂšs la fin des activitĂ©s de prospection de la SOQUIP, en 1985, quelques entrepreneurs poursuivent les travaux. Quelques sociĂ©tĂ©s, dont la plus connue est Junex, de QuĂ©bec, ont effectuĂ© des forages dans la rĂ©gion de BĂ©cancour, sur la rive sud du Saint-Laurent, en 2008. L'entreprise affirme qu'elle pourrait avoir dĂ©couvert un volume important de gaz naturel emprisonnĂ© dans une zone de schistes, le shale de l'Utica, une strate Ă©paisse de 200 m qui longe le fleuve Saint-Laurent entre QuĂ©bec et MontrĂ©al[61].

Le potentiel de ce champ gazier a Ă©tĂ© comparĂ© au Barnett Shale, un gisement de la rĂ©gion de Dallas-Fort Worth au Texas qui est exploitĂ© depuis 1999 pour ses considĂ©rables ressources de gaz non-conventionnel. Le partenaire de Junex dans le champ de BĂ©cancour, la sociĂ©tĂ© Forest Oil de Denver estime que le gisement dĂ©couvert sur la rive sud du Saint-Laurent pourrait contenir jusqu'Ă  4 trillions de pieds cubes (113,3 milliards m3) de gaz[62].

Les dĂ©couvertes de Junex ont Ă©tĂ© confirmĂ©es en septembre 2008 par deux concurrentes de la compagnie junior quĂ©bĂ©coise. Talisman et Questerre de Calgary ont alors annoncĂ© qu'un forage exploratoire par fracturation verticale Ă  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 dÚs 2010[64]. Afin d'encourager la poursuite de l'exploration gaziÚre dans le contexte de la crise financiÚre 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 QuĂ©bec fait l'objet d'une attention particuliĂšre des pouvoirs publics depuis ces derniĂšres annĂ©es. En fĂ©vrier 2009, le gouvernement du QuĂ©bec publiait un plan d'action Ă©nonçant quatre objectifs en matiĂšre d'utilisation de la biomasse forestiĂšre, dont son utilisation accrue dans le secteur Ă©nergĂ©tique, afin d'augmenter la cogĂ©nĂ©ration Ă  partir du bois et de ses rĂ©sidus et la crĂ©ation d'une filiĂšre de bioraffinage pour produire des produits de remplacement dans l'industrie chimique Ă  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 matiÚres premiÚres, 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 quĂ©bĂ©coise est utilisĂ©e depuis 2009 dans une usine modĂšle situĂ©e Ă  Westbury, en Estrie[69], qui a une capacitĂ© annuelle de 5 millions de litres d'Ă©thanol, Ă  raison de 360 litres de carburant par tonne de matiĂšre premiĂšre[67]. Un autre projet, rĂ©alisĂ© en partenariat avec la ville d'Edmonton et un producteur d'Ă©thanol, Ethanol GreenField, a Ă©galement Ă©tĂ© annoncĂ© en 2008. L'entente prĂ©voit la construction d'une usine de 70 millions de dollars pour traiter une partie des dĂ©chets de la capitale albertaine. Le contrat de 25 ans prĂ©voit une production de 36 millions de litres de biocarburant par annĂ©e[70].

De son cĂŽtĂ©, Hydro-QuĂ©bec Distribution a lancĂ© un appel d'offres en 2009 afin d'acheter la production de nouvelles installations de cogĂ©nĂ©ration Ă  la biomasse, pour une capacitĂ© totale installĂ©e de 125 mĂ©gawatts pour une pĂ©riode allant de 15 Ă  25 ans. Ces nouvelles installations devraient ĂȘtre en service d'ici le 1er dĂ©cembre 2012[71].

Chauffage au bois

Bois de chauffage.

Le chauffage au bois connaĂźt un regain de popularitĂ© au QuĂ©bec depuis les annĂ©es 1980 et en particulier depuis la crise du verglas de 1998. Selon des donnĂ©es de Statistique Canada, le nombre de foyers Ă©quipĂ©s de poĂȘles Ă  bois a augmentĂ© de 60 % entre 1987 et 2000 sur le territoire de la ville de MontrĂ©al. En 2007, la ville de MontrĂ©al Ă©valuait que 85 241 poĂȘles Ă  bois Ă©taient installĂ©s dans des rĂ©sidences de l'Ăźle de MontrĂ©al, dont 50 550 sur le territoire de la mĂ©tropole quĂ©bĂ©coise[72].

Depuis le dĂ©but des annĂ©es 2000, la situation inquiĂšte les autoritĂ©s, qui ont conduit des Ă©tudes afin de dĂ©terminer l'impact de cette forme de chauffage sur la pollution atmosphĂ©rique. Selon une Ă©tude menĂ©e conjointement par le gouvernement du QuĂ©bec, la ville de MontrĂ©al et le gouvernement du Canada, les Ă©missions de particules fines de ces appareils de combustion domestique constitueraient la principale cause des Ă©pisodes de mauvaise qualitĂ© de l'air Ă  MontrĂ©al durant les mois d'hiver, estimant que 47 % des Ă©missions de PM2.5 Ă©mises au QuĂ©bec proviendrait de cette forme de combustion[73].

L'importance du phĂ©nomĂšne a incitĂ© la ville de MontrĂ©al Ă  proposer un rĂšglement afin d'encadrer cette forme de chauffage. Cependant, l'opposition des conseillers municipaux des quartiers oĂč cette forme de chauffage est la plus populaire a obligĂ© l'administration du maire GĂ©rald Tremblay Ă  en diluer la portĂ©e[74].

GĂ©othermie

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 Ă  l'Ontario, qui subventionne le kilowattheure solaire produit par les auto-producteurs en l'achetant Ă  des prix variant entre 44,3 et 80,2 cents[77], le programme de mesurage net d'Hydro-QuĂ©bec, Ă©tabli en juillet 2006, accorde Ă  ce type de client un crĂ©dit Ă©quivalant Ă  l'Ă©nergie injectĂ©e sur le rĂ©seau, c'est-Ă -dire de 5,3 Ă  7,5 cent/kWh au tarif rĂ©sidentiel. En janvier 2008, seulement 7 clients de l'entreprise publique avaient adhĂ©rĂ© au programme. Pourtant, avec 2 200 heures, le nombre d'heures d'ensoleillement par annĂ©e est plus Ă©levĂ© Ă  MontrĂ©al qu'Ă  Berlin ou Tokyo, capitales de deux pays qui font figure de pionniers dans ce domaine[76].

L'Agence de l'efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique du QuĂ©bec a lancĂ© un projet pilote afin d'installer 1 000 chauffe-eau solaires d'ici 2010. Les systĂšmes, dont le coĂ»t varie entre 5 500 et 7 500 dollars peuvent fournir entre 40 et 60 % de la consommation d'eau chaude d'un mĂ©nage et permettraient d'Ă©conomiser annuellement environ 200 dollars sur une facture d'Ă©lectricitĂ© typique[78].

Si le QuĂ©bec est lent Ă  adopter l'Ă©nergie Ă©olienne, certains acteurs de l'industrie s'y implantent nĂ©anmoins. En aoĂ»t 2008, l'entreprise norvĂ©gienne Renewable Energy Corporation (REC), troisiĂšme producteur mondial de silicium polycristallin, un composant de base des panneaux solaires, a annoncĂ© un investissement de 1,2 milliard de dollars Ă  BĂ©cancour pour y construire une usine qui produira annuellement 13 000 tonnes de ce composĂ©. L'usine qui ouvrira ses portes en 2012, crĂ©era 300 emplois[79].

Consommation d'Ă©nergie

En 2006, le QuĂ©bec consommait 41,04 millions de tonnes d'Ă©quivalent pĂ©trole ou 1 717 975 tĂ©rajoules, rĂ©parties comme suit : 192,7 TWh d’électricitĂ©; 17,3 milliards litres de produits pĂ©troliers ; 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'Ă©nergie, qui croĂźt Ă  un taux annuel d'environ 1 % par annĂ©e, est infĂ©rieure Ă  la croissance du produit intĂ©rieur brut du QuĂ©bec. Il en rĂ©sulte une rĂ©duction de l'intensitĂ© Ă©nergĂ©tique de l'Ă©conomie quĂ©bĂ©coise, qui est passĂ©e de 10,17 Ă  7,10 gigajoules par 1 000 dollars de production en dollars constants de 2002. Cette rĂ©duction peut s'expliquer par une amĂ©lioration de l'efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique, mais le ministĂšre des Ressources naturelles et de la Faune du QuĂ©bec, qui compile les statistiques Ă©nergĂ©tiques quĂ©bĂ©coises, note « que les variations de tempĂ©rature ou mĂȘme des changements structurels ou conjoncturels dans l’économie peuvent Ă©galement faire varier l’intensitĂ© Ă©nergĂ©tique Â»[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'Ă©nergie par forme

Les QuĂ©bĂ©cois ont consommĂ© 192,7 TWh d'Ă©lectricitĂ© en 2006, ce qui reprĂ©sente 40,4 % de la demande Ă©nergĂ©tique totale.

Les choix Ă©nergĂ©tiques des QuĂ©bĂ©cois ont Ă©voluĂ© de maniĂšre importante depuis une cinquantaine d'annĂ©es. La consommation totale de produits pĂ©troliers Ă©nergĂ©tiques est passĂ©e de 61 millions de barils en 1958 Ă  160 millions en 1973, pour une augmentation moyenne annuelle de 6,7 % durant cette pĂ©riode, alors que la consommation d'Ă©lectricitĂ© n'a crĂ» que de 5,4 %, passant de 34 Ă  75 TWh[80]. Les chocs pĂ©troliers de 1973 et de 1979 ont cependant eu un impact considĂ©rable sur la consommation Ă©nergĂ©tique au QuĂ©bec.

AprĂšs un rattrapage qui a durĂ© deux dĂ©cennies, l'Ă©lectricitĂ© est devenue la forme d'Ă©nergie la plus consommĂ©e au QuĂ©bec. Cet effet de substitution est particuliĂšrement visible au cours des annĂ©es 1980, alors que la part du pĂ©trole a chutĂ© de 56,3 % Ă  38,6 % de la consommation totale. Cette diminution de la consommation de pĂ©trole s'est faite au profit de l'Ă©lectricitĂ©, dont la part dans le bilan Ă©nergĂ©tique quĂ©bĂ©cois s'est accrue de 28 % Ă  37,7 % durant la mĂȘme pĂ©riode. Les parts relatives des deux formes d'Ă©nergie sont demeurĂ©es relativement stables au cours des annĂ©es 1990, mais l'Ă©lectricitĂ© a finalement dĂ©passĂ© le pĂ©trole Ă  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 Ă©galement profitĂ© du dĂ©clin net de la consommation des produits pĂ©troliers pour augmenter leurs parts de marchĂ© au cours des 25 derniĂšres annĂ©es[7].

En termes absolus, la consommation de pĂ©trole (–21,4 %) et celle de charbon (–9,6 %) ont chutĂ© depuis 1981 alors que la demande intĂ©rieure d'Ă©lectricitĂ© (+73,4 %), de gaz naturel (+80,4 %) et de biomasse (+84,6 %) a fortement augmentĂ© 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
PĂ©trole 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
ÉlectricitĂ© 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'Ă©nergie au QuĂ©bec. En 2006, ce secteur accapare 40,3 % de la consommation totale. Il est suivi du secteur des transports avec 24,7 %, le secteur rĂ©sidentiel qui compte pour 18,4 % ; le secteur commercial ferme la marche avec 16,6 % de la consommation d’énergie au QuĂ©bec.

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 rĂ©sidentiel 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 QuĂ©bec compte plusieurs industries grandes consommatrices d'Ă©nergie 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 pĂątes et papiers et de la fonte et de l'affinage des mĂ©taux comptent pour 60,3 % de la consommation d'Ă©nergie du secteur industriel. Le secteur fonte et affinage, qui comprend la production d'aluminium primaire, a doublĂ© sa consommation d'Ă©nergie, qui est passĂ©e de 2,355 millions en 1981 Ă  4,972 millions tep en 2006. La consommation d'Ă©nergie de ce secteur a enregistrĂ© la plus forte augmentation de sa consommation d'Ă©nergie, avec une hausse annuelle moyenne de 3 % par annĂ©e, comparativement Ă  0,9 % en moyenne pour l’ensemble de l'industrie.

En 2007, les clients industriels ont achetĂ© 69,1 TWh d'Ă©lectricitĂ© Ă  Hydro-QuĂ©bec, soit 40,6 % de toute l'Ă©lectricitĂ© qu'elle a vendu au QuĂ©bec[10]. Ce chiffre n'inclut pas la production des six centrales de Rio Tinto Alcan ou celle produite par Alcoa, qui possĂšde un intĂ©rĂȘt de 40 % dans la centrale McCormick, situĂ©e prĂšs de son aluminerie de Baie-Comeau.

Secteur des transports

Le pont Jacques-Cartier à Montréal.
Article dĂ©taillĂ© : Transport au QuĂ©bec.

Plus de 20 % de toute l'Ă©nergie consommĂ©e au QuĂ©bec sert Ă  propulser des vĂ©hicules automobiles[81]. Le secteur des transports a consommĂ© plus de 11,5 milliards de litres de produits pĂ©troliers en 2006 et la consommation de carburants fossiles dans ce secteur reprĂ©sente 66,1 % de tous les produits pĂ©troliers consommĂ©s au QuĂ©bec[82] ; 99,8 % de l'Ă©nergie consommĂ©e dans le secteur des transports est d'origine pĂ©troliĂšre[83].

Le secteur en plus forte croissance est celui du transport routier des marchandises, qui a connu une progression marquĂ©e depuis le dĂ©but des annĂ©es 1990. Le volume du transport de marchandises, exprimĂ© en tonnes-kilomĂštres, s'est Ă©tabli Ă  43,49 milliards de tonnes-kilomĂštres en 2006, soit le double de sa valeur de 1990 (21,15). La consommation de carburants dans ce secteur est passĂ©e de 88 900 TJ Ă  140 700 TJ entre 1990 et 2006, pour une hausse de 58,3 % et les Ă©missions de gaz Ă  effet de serre de ce secteur ont augmentĂ© dans la mĂȘme proportion[84].

Le nombre de vĂ©hicules sur les routes du QuĂ©bec a augmentĂ© en moyenne de 3 % par annĂ©e entre 1981 et 2007, passant de 3 172 056[85] Ă  5 539 013[86]. Le nombre de camions lĂ©gers — une catĂ©gorie qui regroupe les fourgonnettes, les vĂ©hicules utilitaires sport (VUS) et les camionnettes — en circulation a dĂ©passĂ© le cap du million et s'est accru de 50 000 unitĂ©s en 2007. Il s'agit d'une croissance cinq fois plus rapide que le nombre d'automobiles immatriculĂ©es[86]. Cette progression des camions lĂ©gers destinĂ©s au transport de passagers n'est pas sans consĂ©quence, puisque la consommation de carburant des fourgonnettes, VUS et camionnettes est plus Ă©levĂ©e que celle des automobiles[87]. Le rythme de croissance de ce type de vĂ©hicule est partiellement responsable de l'augmentation de 33,8 % des Ă©missions de gaz Ă  effet de serre dans le transport routier rapportĂ©es par l'inventaire des Ă©missions quĂ©bĂ©coises de gaz Ă  effet de serre, publiĂ© annuellement par le ministĂšre du DĂ©veloppement durable, de l'Environnement et des Parcs du QuĂ©bec[42].

Le QuĂ©bec, qui dĂ©pend entiĂšrement du pĂ©trole importĂ©, s'intĂ©resse depuis plusieurs annĂ©es au dĂ©veloppement des moyens de transport Ă©lectriques. Dans les annĂ©es 1990, Hydro-QuĂ©bec a dĂ©veloppĂ© un moteur-roue performant le TM4, dont le descendant Ă©quipe une voiture sous-compacte qui sera testĂ©e en NorvĂšge en 2009[88],[89]. Le prĂ©sident d'Hydro-QuĂ©bec, Thierry Vandal, estime que la production prĂ©vue du complexe de la Romaine, un amĂ©nagement de quatre centrales hydroĂ©lectriques en construction depuis 2009 sur la CĂŽte-Nord — qui produira 8,5 TWh d'Ă©nergie lors de sa mise en service en 2020 —, serait suffisante Ă  elle seule pour alimenter la totalitĂ© du parc automobile quĂ©bĂ©cois, s'il devait Ă©ventuellement ĂȘtre converti Ă  l'Ă©lectricitĂ©[90].

Secteur commercial et institutionnel

Le secteur commercial a enregistrĂ© une croissance annuelle de sa consommation Ă©nergĂ©tique d'environ 1,5 % au cours de la pĂ©riode 1981-2006[81]. Contrairement aux secteurs industriel et rĂ©sidentiel, la rĂ©duction de la consommation de produits pĂ©troliers des commerces, bureaux et institutions s'est effectuĂ©e Ă  un rythme beaucoup plus lent, passant de 2,43 millions Ă  2,21 millions tep entre 1981 et 2006[82]. La consommation d'Ă©lectricitĂ© a augmentĂ© de 21,0 Ă  34,9 TWh alors que la consommation de gaz naturel a plus que triplĂ©e, passant de 527 Ă  1 746 millions m3 durant la mĂȘme pĂ©riode[91].

Les administrations publiques constituent 15 % de la consommation de ce secteur, une proportion demeurĂ©e Ă  peu prĂšs constante au cours des derniĂšres dĂ©cennies[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 rĂ©sidentiel et agricole reprĂ©sente 18,3 % du total quĂ©bĂ©cois. Elle est demeurĂ©e relativement stable depuis 25 ans, avec une augmentation moyenne de 1 000 tĂ©rajoules par annĂ©e. Selon le ministĂšre des Ressources naturelles et de la Faune du QuĂ©bec, cette stabilitĂ© peut ĂȘtre expliquĂ©e par une amĂ©lioration de l’efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique, notamment au chapitre de l'isolation et du rendement des appareils de chauffage, malgrĂ© la croissance dĂ©mographique[81].

L'Ă©lectricitĂ© 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 rĂ©sidentiels et agricoles d'Hydro-QuĂ©bec s'Ă©tablit Ă  16 974 kWh par annĂ©e. Cette consommation est relativement Ă©levĂ©e en raison de l'utilisation de l'Ă©lectricitĂ© pour le chauffage dans 68 % des rĂ©sidences[92]. Le distributeur d'Ă©lectricitĂ© quĂ©bĂ©cois estime que le chauffage est responsable de plus de la moitiĂ© de la consommation Ă©lectrique d'une rĂ©sidence au QuĂ©bec[93].

Gaz MĂ©tro, le principal distributeur de gaz naturel au QuĂ©bec, compte 121 000 clients rĂ©sidentiels qui ont consommĂ© 645 millions m3 en 2007. Cette annĂ©e-lĂ , Gaz MĂ©tro a reliĂ© 5 000 nouvelles constructions Ă  son rĂ©seau — sur un total de 52 600 mises en chantier en 2007, selon la SociĂ©tĂ© canadienne d'hypothĂšques et de logement[94] — et converti environ 900 rĂ©sidences au gaz[95].

La consommation de mazout pour le chauffage est en chute libre depuis 25 ans au QuĂ©bec. La consommation rĂ©sidentielle de produits raffinĂ©s a chutĂ© en termes absolus, passant de 3,13 millions Ă  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 contrÎle 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 dĂ©but du XXIe siĂšcle, la partie visible de la politique Ă©nergĂ©tique du gouvernement est couchĂ©e dans une sĂ©rie d'Ă©noncĂ©s de politique qui Ă©nonce les mĂ©thodes par lesquelles il interviendra dans ce secteur d'activitĂ© Ă©conomique. Il intervient aussi par ses pouvoirs de rĂ©gulation Ă©conomique : par les taxes qu'il impose sur les diffĂ©rentes formes d'Ă©nergie, par la RĂ©gie de l'Ă©nergie, le tribunal administratif qui rĂ©glemente les tarifs d'Ă©lectricitĂ© et de gaz et par un contrĂŽle des prix plancher de l'essence vendue au dĂ©tail[100].

D'autres leviers influencent l'Ă©conomie en raison de leur taille : par exemple, les dĂ©cisions d'investissement d'Hydro-QuĂ©bec, dont le chiffre d'affaires dĂ©passe les 3 % du produit intĂ©rieur brut (qui s'Ă©tablissait Ă  301 milliards de dollars en 2008[101]), auront un impact sur le marchĂ© obligataire, puisqu'Hydro-QuĂ©bec emprunte plus de 2,1 milliards de dollars en 2009[102]. La taille des investissements d'Hydro-QuĂ©bec — plus de 4,7 milliards de dollars en 2009[103] — a Ă©galement une influence sur le nombre d'heures travaillĂ©es dans l'industrie de la construction.

Politique énergétique

La stratĂ©gie Ă©nergĂ©tique 2006-2015 du gouvernement du QuĂ©bec repose sur six axes principaux : le dĂ©veloppement du potentiel hydroĂ©lectrique et Ă©olien, l'utilisation plus efficace de l'Ă©nergie et les innovations technologiques, la diversification des approvisionnement en pĂ©trole et en gaz naturel et des changements lĂ©gislatifs et rĂ©glementaires[99].

La stratĂ©gie du gouvernement prĂ©voit notamment le dĂ©veloppement d'un « portefeuille Â» de nouveaux projets hydroĂ©lectriques qui ajouteraient 4 500 mĂ©gawatts supplĂ©mentaires Ă  la capacitĂ© de production. Le dĂ©veloppement de ces nouvelles ressources nĂ©cessiteraient des investissements de l'ordre de 25 milliards de dollars sur 10 ans. ParallĂšlement Ă  ces projets de construction, le gouvernement entend poursuivre son objectif de 4 000 mĂ©gawatts d'Ă©nergie Ă©olienne, afin qu'elle reprĂ©sente 10 % de la puissance installĂ©e au QuĂ©bec[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 Ă©nergĂ©tique du gouvernement ne fait pas l'unanimitĂ©. Certains groupes considĂšrent que les objectifs de rĂ©duction de la dĂ©pendance du QuĂ©bec Ă  l'Ă©gard des hydrocarbures importĂ©s sont trop modestes. Le prĂ©sident du rĂ©seau des ingĂ©nieurs du QuĂ©bec, Étienne Couture, soutient que le QuĂ©bec figure parmi les sociĂ©tĂ©s occidentales les mieux Ă©quipĂ©es pour convertir son parc automobile Ă  l'Ă©lectricitĂ©. Selon lui, cette substitution permettrait de rĂ©duire la facture de pĂ©trole importĂ©, qui s'Ă©lĂšve Ă  14 milliards de dollars par annĂ©e.[104].

D'autres, comme le groupe MCN21, proposent plutĂŽt la rĂ©duction de l'utilisation d'Ă©nergies fossiles, l'arrĂȘt de tout dĂ©veloppement hydroĂ©lectrique de grande ou petite taille et la fermeture de la centrale nuclĂ©aire de Gentilly-2 pour les remplacer par « le recours massif aux Ă©nergies vertes renouvelables, comme l'efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique, l'Ă©olien, le photovoltaĂŻque et la gĂ©othermie Â»[105].

Efficacité énergétique

Le premier Plan d'ensemble en efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique et nouvelles technologies 2007-2010 de l'Agence de l'efficacitĂ© Ă©nergĂ©tique du QuĂ©bec a Ă©tĂ© dĂ©posĂ© Ă  la RĂ©gie de l'Ă©nergie du QuĂ©bec en aoĂ»t 2008 et il a fait l'objet d'audiences publiques au dĂ©but de l'annĂ©e 2009.

Le plan triennal de l'organisme, dont les investissements s'Ă©lĂšvent Ă  891 millions de dollars, doit permettre au QuĂ©bec d'Ă©conomiser 25 655 tĂ©rajoules. Il est financĂ© principalement par des contributions des distributeurs d'Ă©nergie, dont Hydro-QuĂ©bec (621 millions $) et Gaz MĂ©tro 53,4 millions $. Les fournisseurs de produits pĂ©troliers devront Ă©galement 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 bùtiments neufs et de la rénovation et du remplacement d'appareils électroménagers par des modÚles 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 quĂ©bĂ©cois ont reprochĂ© au premier plan d'ensemble de manquer d'audace en privilĂ©giant des solutions dĂ©jĂ  existantes. De plus, ils ont questionnĂ© la pertinence d'une mesure proposĂ©e qui vise Ă  accorder aux acheteurs de vĂ©hicules neuf une aide financiĂšre de 500 Ă  1000 dollars Ă  l'achat d'une nouvelle voiture consommant 3 litres au 100 km de moins que le vĂ©hicule qu'ils possĂ©daient auparavant. Selon eux, un tel programme aurait pour effet de subventionner des voitures et des camions lĂ©gers aux dĂ©pens des consommateurs qui possĂšdent dĂ©jĂ  un vĂ©hicule plus Ă©conomique[108].

Fiscalité

MĂȘme si les taxes sur l'essence sont plus Ă©levĂ©es au QuĂ©bec qu'ailleurs au Canada et aux États-Unis, leur niveau est nettement plus bas que celui enregistrĂ© en Europe[109]. Selon une Ă©tude de l'Institut français des relations internationales, le niveau des taxes sur le prix total de l'essence rĂ©guliĂšre sans plomb au Canada, et par extension au QuĂ©bec, se situerait entre les niveaux trĂšs bas enregistrĂ©s aux États-Unis (15 %) et des pays appliquant des niveaux de taxation « intermĂ©diaires Â», comme l'Australie et la Nouvelle-ZĂ©lande[110].

Le consommateur quĂ©bĂ©cois paie pour chaque litre d'essence la taxe d'accise fĂ©dĂ©rale de 10 cents et la taxe sur les carburants du QuĂ©bec, qui varie selon les rĂ©gions de 10,55 Ă  15,2 cents le litre. Une taxe pour le transport en commun de 1,5 cent le litre s'ajoute dans la rĂ©gion de MontrĂ©al. Enfin, la taxe sur les produits et services fĂ©dĂ©rale de 5 % et la taxe de vente du QuĂ©bec de 7,5 % sont calculĂ©es sur le prix incluant les autres taxes.[111].

Le niveau Ă©levĂ© des taxes a eu pour consĂ©quence de favoriser des pratiques plus Ă©conomes en matiĂšre de consommation d'essence. Une Ă©tude rĂ©alisĂ©e 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 quĂ©bĂ©coises Ă©tudiĂ©es affichaient la consommation moyenne la plus basse : en 2008, une voiture moyenne Ă  QuĂ©bec consommait 8,9 litres au 100 km, 9 litres Ă  Sherbrooke, 9,15 litres Ă  Trois-RiviĂšres, 9,23 litres Ă  MontrĂ©al et 9,25 litres Ă  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 diffĂ©rence entre les donnĂ©es des villes quĂ©bĂ©coises et canadiennes pourraient s'expliquer par la relation que les QuĂ©bĂ©cois entretiennent avec leurs automobiles. « Les QuĂ©bĂ©cois, constate le consultant, perçoivent la voiture comme un mal nĂ©cessaire, destinĂ© Ă  les mener du point A au point B de la maniĂšre la plus efficace possible. Ils ne considĂšrent pas leur voiture comme une extension de leur personnalitĂ©. Â»[112]

Gaz Ă  effet de serre

Les Ă©missions de gaz Ă  effet de serre ont augmentĂ© de 3.8 % au QuĂ©bec entre 1990 et 2007, pour se situer Ă  85,7 mĂ©gatonnes d'Ă©quivalent CO2. Elles reprĂ©sentent 11,1 tonnes par habitant, soit la moitiĂ© des Ă©missions canadiennes moyennes de 22,1 tonnes par habitant. En 2007, les Ă©missions quĂ©bĂ©coises constituaient 11,6 % des du total canadien[113].

Les donnĂ©es les plus rĂ©centes confirment les fortes tendances Ă  la baisse des Ă©missions dans les secteurs de la combustion industrielle et de la consommation rĂ©sidentielle 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 Ă©missions dans le secteur de l'Ă©lectricitĂ© ont Ă©galement fait un bond en 2007, en raison de la mise en service de la centrale de cogĂ©nĂ©ration Ă  cycle combinĂ© de TransCanada Energy Ă  BĂ©cancour, principale source quĂ©bĂ©coise de gaz Ă  effet de serre, qui a Ă©mis 1 687 314 tonnes Ă©quivalent CO2 en 2007[114], soit 72,1 % de toutes les Ă©missions du secteur et 2 % des Ă©missions totales. Cette centrale a Ă©tĂ© fermĂ©e en 2008[25] et en 2009[26].

Entre 1990 — l'annĂ©e de rĂ©fĂ©rence du protocole de Kyoto — et 2006, la population a augmentĂ© de 9,2 % et le PIB du QuĂ©bec de 41,3 %. L'intensitĂ© des Ă©missions par rapport au PIB a baissĂ© de 28,1 % durant cette pĂ©riode, chutant de 4 500 Ă  3 300 tonnes d'Ă©quivalent CO2 par million de dollars de produit intĂ©rieur brut[42].

En mai 2009, le gouvernement du QuĂ©bec a dĂ©posĂ© un projet de loi qui fixe un plafonnement des Ă©missions de gaz Ă  effet de serre (GES) de certains secteurs. Ce faisant, le QuĂ©bec deviendra le premier endroit en AmĂ©rique Ă  imposer un plafond d'Ă©missions, ce qui permettra d'Ă©tablir un marchĂ© du carbone Ă  la Bourse de MontrĂ©al, auquel se joindra Ă©galement l'Ontario. Cette mesure s'inscrit dans l'engagement du QuĂ©bec au sein de la Western Climate Initiative, un groupe d'Ă©tats de l'ouest amĂ©ricain et de provinces canadiennes qui entendent dĂ©velopper des normes communes sur les Ă©missions de gaz Ă  effet de serre [115].

Émissions de gaz Ă  effet de serre des usages Ă©nergĂ©tiques au QuĂ©bec et au Canada, 1990-2007
QuĂ©bec QuĂ©bec[116] Canada Canada[117] Part du QuĂ©bec
en 2007 (%)
en Mt Ă©q. CO2 Variation 1990-2007 (%) Part du total 2007 (%) en Mt Ă©q. CO2 Variation 1990-2007 (%) Part du total 2007 (%)
1990 2005 2006 2007 1990 2005 2006 2007
ÉlectricitĂ© 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 pĂ©trole 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 %
RĂ©sidentiel 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 Ă©nergĂ©tiques 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-Ă©nergĂ©tiques 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 Ă©missions 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

ÉnoncĂ©s de politiques

  • Gouvernement du QuĂ©bec, L'Ă©nergie au service du QuĂ©bec, MinistĂšre des Ressources naturelles du QuĂ©bec, QuĂ©bec, 1997, 108 p. (ISBN 2-550-31480-8) 

Statistiques

Autres ouvrages

  • Robert Bourassa, L'Ă©nergie du Nord : La force du QuĂ©bec, Libre Expression, MontrĂ©al, 1985, 259 p. (ISBN 2-89037-252-9) .
  • Corinne Gendron et Jean-Guy Vaillancourt et , L'Ă©nergie au QuĂ©bec - Quels sont nos choix?, Éditions ÉcosociĂ©tĂ©, MontrĂ©al, 1998, 184 p. (ISBN 2-9211561-41-7) 
  • Clarence Hogue, AndrĂ© Bolduc et Daniel Larouche, QuĂ©bec : un siĂšcle d'Ă©lectricitĂ©, Libre Expression, MontrĂ©al, 1979, 405 p. (ISBN 2-89111-022-6) .
  • GaĂ«tan Lafrance, Vivre aprĂšs le pĂ©trole, mission impossible, Éditions MultiMondes, QuĂ©bec, 2007, 431 p. (ISBN 978-2-89544-103-8) 

Liens externes

  • L'Ă©nergie au QuĂ©bec - Section spĂ©cialisĂ©e du ministĂšre quĂ©bĂ©cois des Ressources naturelles et de la Faune

Notes

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

Références

  1. ↑ a , b  et c  Gouvernement du QuĂ©bec, « Importations et exportations de pĂ©trole Â», MinistĂšre des Ressources naturelles et de la Faune du QuĂ©bec. ConsultĂ© le 8 mai 2009
  2. ↑ Gouvernement du QuĂ©bec, « Importations de gaz naturel Â», MinistĂšre des Ressources naturelles et de la Faune du QuĂ©bec. ConsultĂ© le 8 mai 2009
  3. ↑ Statistique Canada, Bulletin sur la disponibilitĂ© et Ă©coulement d’énergie au Canada (2007), vol. 57-003-X, Ottawa, fĂ©vrier 2009, pdf (ISSN 1708-1599) 
  4. ↑ Statistique Canada (2009), op. cit., p. 21
  5. ↑ a  et b  Gouvernement du QuĂ©bec, « Importations et exportations d'Ă©lectricitĂ© Â», MinistĂšre des Ressources naturelles et de la Faune du QuĂ©bec. ConsultĂ© le 8 mai 2009
  6. ↑ a , b , c , d , e  et f  Gouvernement du QuĂ©bec, « Consommation totale d'Ă©nergie Â», MinistĂšre des Ressources naturelles et de la Faune du QuĂ©bec. ConsultĂ© le 8 mai 2009
  7. ↑ a , b , c , d , e , f , g , h , i  et j  Gouvernement du QuĂ©bec, « Consommation d'Ă©nergie par forme Â», MinistĂšre des Ressources naturelles et de la Faune du QuĂ©bec. ConsultĂ© le 8 mai 2009
  8. ↑ Gouvernement du QuĂ©bec, « Consommation d'Ă©lectricitĂ© Â», MinistĂšre des Ressources naturelles et de la Faune du QuĂ©bec. ConsultĂ© le 8 mai 2009.
  9. ↑ a  et b  Gouvernement du QuĂ©bec, « La production d'Ă©lectricitĂ© disponible par source d'Ă©nergie (1981-2006) Â», MinistĂšre des Ressources naturelles et de la Faune du QuĂ©bec. ConsultĂ© le 8 mai 2009
  10. ↑ a , b , c , d  et e  Hydro-QuĂ©bec, Rapport annuel 2008 : L'Ă©nergie de notre avenir, MontrĂ©al, avril 2009, pdf, 125 p. (ISBN 978-2-550-55044-0) .
  11. ↑ Radio-Canada, « La Romaine : Coup d'envoi des travaux Â». ConsultĂ© le 13 mai 2009
  12. ↑ Hydro-QuĂ©bec, « Projet du complexe de la Romaine. En bref Â». ConsultĂ© le 14 mars 2009.
  13. ↑ Énergie Ă©lectrique, division de Rio Tinto Alcan, « Qui sommes-nous? Â». ConsultĂ© le 12 mai 2009.
  14. ↑ HĂ©lĂšne Baril, « AbitibiBowater: QuĂ©bec offre une aide timide, mais pas Ottawa Â», dans La Presse, 17 avril 2009 [texte intĂ©gral (page consultĂ©e le 19 mai 2009)] 
  15. ↑ Sylvain Larocque, « AbitibiBowater vend un barrage Ă  Hydro-QuĂ©bec Â», dans LCN, 13 mars 2009 [texte intĂ©gral (page consultĂ©e le 19 mai 2009)] 
  16. ↑ Hydro-QuĂ©bec, « Faits sur l’électricitĂ© d’Hydro-QuĂ©bec : Approvisionnements Ă©nergĂ©tiques et Ă©missions atmosphĂ©riques Â», 2007. ConsultĂ© le 23 mars 2009.
  17. ↑ a  et b  Hydro-QuĂ©bec, Historique des centrales Gentilly-1 et Gentilly-2, Trois-RiviĂšres, 2002, pdf, 6 p. (ISBN 2-550-26819-9) 
  18. ↑ Gouvernement du QuĂ©bec, « RĂ©fection de la centrale nuclĂ©aire Gentilly-2 - Une contribution importante Ă  la sĂ©curitĂ© Ă©nergĂ©tique du QuĂ©bec Â», 19 aoĂ»t 2008. ConsultĂ© le 16 mars 2009
  19. ↑ Hydro-QuĂ©bec Production, « RĂ©fection de la centrale nuclĂ©aire de Gentilly-2 Â». ConsultĂ© le 18 mars 2009
  20. ↑ Hydro-QuĂ©bec, Le combustible nuclĂ©aire, sa manutention et son entreposage, Trois-RiviĂšres, 2000 (ISBN 2-550-26819-9) 
  21. ↑ Serge Perreault, « L'uranium : un vent d'optimisme Â», Novembre 2005, MinistĂšre des Ressources naturelles et de la Faune du QuĂ©bec. ConsultĂ© le 15 mai 2009
  22. ↑ Éric Moreault, « L'uranium dĂ©cortiquĂ© en 5 points Â», dans Le Soleil, 19 mai 2009 [texte intĂ©gral] 
  23. ↑ Claude Bellavance, Shawinigan Water and Power (1898-1963) : Formation et dĂ©clin d'un groupe industriel au QuĂ©bec, BorĂ©al, MontrĂ©al, 1994 (ISBN 2-89052-586-4), p. 190-191 
  24. ↑ Hydro-QuĂ©bec, « La centrale des Îles-de-la-Madeleine : Passez la voir ! Â». ConsultĂ© le 9 mai 2009
  25. ↑ a  et b  HĂ©lĂšne Baril, « RatĂ©s dans la stratĂ©gie Ă©nergĂ©tique du QuĂ©bec Â», dans La Presse, 4 dĂ©cembre 2007 [texte intĂ©gral (page consultĂ©e le 13 mai 2009)] 
  26. ↑ a  et b  Pierre Couture, « BĂ©cancour : Hydro-QuĂ©bec devra verser prĂšs de 200 M$ Â», dans Le Soleil, 25 juillet 2008 [texte intĂ©gral (page consultĂ©e le 13 mai 2009)] .
  27. ↑ a  et b  Vicky Boutin, La saga du SuroĂźt, L'annuaire du QuĂ©bec 2005, Fides, MontrĂ©al, 2004 (ISBN 2-7621-2568-5), p. 554-557 
  28. ↑ Denis Lessard, « Le SuroĂźt remis aux calendes grecques Â», dans La Presse, 29 septembre 2004 
  29. ↑ Gouvernement du QuĂ©bec, « CommuniquĂ© c4483: Centrale du SuroĂźt : le gouvernement du QuĂ©bec retire son autorisation de rĂ©aliser le projet Â», 17 novembre 2004. ConsultĂ© le 21 mars 2009
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  33. ↑ (en) États-Unis, « Energy Policy Act of 2005 Â», 8 aoĂ»t 2005, Government Publishing Office. ConsultĂ© le 8 mai 2009.
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