La proporción del uso de combustibles fósiles en Quebec ha tendido a disminuir de manera constante desde la crisis del petróleo de la década de 1970, aunque el descubrimiento masivo de gas de esquisto en los últimos años sugiere que podría aumentar en el futuro.
La participación del petróleo en el balance energético de Québec ha ido disminuyendo constantemente desde las crisis del petróleo de 1973 y 1979 , pasando del 56,3% al 36,8% del consumo total entre 1981 y 2006 . Este consumo también se redujo en números absolutos, de 19,2 a 15,1 millones de toneladas equivalentes de petróleo (tep) durante este período.
Entre 1987 y 2006, el aceite consumido en Quebec provino principalmente del Mar del Norte . Esta situación cambió en 2007, cuando las importaciones procedentes de África (41,8%) superaron por primera vez las llegadas del Reino Unido y Noruega (38,2%). La Argelia es el principal país proveedor, con el 31,9% del mercado de Quebec. El petróleo del este de Canadá representó solo el 7,9% de las importaciones.
Aunque Quebec importa todo su petróleo, es un exportador neto de productos refinados. Esta paradoja puede explicarse por la ubicación estratégica del Valle de San Lorenzo , en el corazón del continente. Con una capacidad de refinación de 655.000 barriles por día , mucho mayor que sus necesidades internas, en 2006 Québec logró exportaciones netas de gasolina y diesel de 2,8 millones de tep , principalmente a Ontario .
Desde 2005, la empresa de Quebec Junex ha operado un pozo de petróleo, el Galt. Otro pozo, el pozo Haldimand operado por Junex, Pétrolia y Gastem, produjo 500 barriles de petróleo en 2006 en la región de Gaspé .
Hay tres refinerías de petróleo en Quebec, que tienen una capacidad combinada de aproximadamente 525.000 barriles por día (bbl / d). La más grande, la refinería Jean-Gaulin d ' Ultramar , ubicada en el distrito de Saint-Romuald de la ciudad de Lévis, tiene una capacidad de 265.000 bbl / d . Su ubicación río abajo de Quebec le permite acomodar camiones cisterna con una capacidad máxima de un millón de barriles durante todo el año, lo que le da una ventaja sobre sus competidores ubicados río arriba en el río.
Otras dos refinerías, las de Shell y Petro-Canada , están ubicadas en Montreal East . Tienen una capacidad de 160.000 bbl / d cada uno. Además, también está en operación una unidad de refinación en el complejo petroquímico de la Costa de 70.000 bbl / d . La capacidad de refinación de Montreal se establece en 390.000 bbl / d .
A pesar de un aumento en la capacidad de refinación de 50.000 bbl / d en la refinería de Saint-Romuald en 2008, la capacidad total de Quebec se ha reducido en un tercio desde principios de la década de 1980, cuando siete refinerías estaban en funcionamiento. Desde esa fecha, las refinerías de Gulf (en 1985 ; 77.000 bbl / d ), BP (en 1983 ; 71.000 bbl / d ), Texaco (en 1982 ; 75.000 bbl / d ) y Esso (en 1983 ; 106.000 bbl / j ) todos han cerrado sus puertas. Shell anunció su cierre el7 de enero de 2010 pero se forma un comité de supervivencia para mantener viva la refinería y encontrar un nuevo operador.
Solo las tres refinerías de Quebec producen 3,8 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente al año, o casi el 5% de todos los gases de efecto invernadero producidos en Quebec en 2006.
Énergir tiene el monopolio de la distribución de gas natural en Quebec, con la excepción de la ciudad de Gatineau , que es atendida por Gazifère , una subsidiaria de Enbridge . Las redes de las dos empresas se abastecen del oleoducto TransCanada .
La red de Gaz Métro consta de 8.300 km de tuberías de distribución y 850 km de tuberías de transmisión, que sirven al valle de San Lorenzo, hasta Quebec , Laurentians , Estrie , Beauce , Saguenay - Lac. -Saint-Jean y las principales ciudades. de Abitibi .
Gaz Métro posee participaciones en las redes de gasoductos Trans Québec-Maritimes , Portland Natural Gas Transmission System y Champion Pipe Line . La compañía también opera en el estado de Vermont , donde tiene el único distribuidor de gas natural y el segundo mayor distribuidor de electricidad en este vecino estado estadounidense de Quebec.
Un consorcio de empresas que reúne a Gaz Métro, Enbridge, GDF Suez y Gazprom planea construir una terminal de GNL en St. Lawrence , al este de la ciudad de Lévis . El proyecto Rabaska importará gas natural licuado del campo Chtokman en el mar de Barents . A pesar de la polémica sobre la seguridad de este tipo de instalaciones frente a Quebec y la opinión desfavorable de la Comisión para la protección de tierras agrícolas, la Oficina de audiencias públicas sobre el medio ambiente dio una opinión favorable al proyecto en un informe de investigación hecho público. en4 de julio de 2007.
Se espera que la construcción de la terminal comience en 2010 y la puesta en servicio en 2014. El costo de construcción del proyecto se estima en 840 millones de dólares . Sin embargo , la recesión de 2009 , el crecimiento de la producción de gas natural en Norteamérica y las dudas sobre la participación de Gazprom en el consorcio están retrasando la construcción de la terminal de GNL .
Las dos refinerías de Montreal reciben parte de su suministro de crudo de Portland , Maine , a través de una serie de oleoductos operados por Portland Montreal Pipe-lines (PLPM). El oleoducto, de 378 km de longitud , fue inaugurado en el otoño de 1941. Consta de tres tuberías de 610, 457 y 324 milímetros de diámetro, pero la más pequeña de las tres ha sido limpiada y puesta fuera de servicio en 1984. El PLPM permite transportar 525.000 barriles de crudo diarios.
Parte del crudo transportado a través del oleoducto PLPM se transfiere directamente a las refinerías de Ontario, utilizando Enbridge Line 9, un oleoducto de 832 km de longitud que conecta Montreal con la ciudad de Sarnia en el suroeste de Ontario , cerca de la frontera con Michigan . Inaugurado en 1976, este oleoducto se utilizó originalmente para transportar petróleo ligero producido en Alberta a refinerías en Montreal. Desde 1999, se ha utilizado exclusivamente para exportar petróleo crudo a Ontario. El oleoducto tiene una capacidad de aproximadamente 240.000 barriles por día.
Sin embargo, esta situación podría cambiar en los años 2010 debido a la Trailbreaker proyecto de Enbridge y Portland Montreal agua de tuberías. Lanzado a principios de 2008 , los $ 350 millones de proyecto , una vez más invertir el flujo de la tubería para el transporte de extra pesado de petróleo de Alberta las arenas de alquitrán a Montreal.
El proyecto suministraría 80.000 barriles por día a las refinerías de Montreal. El resto de la capacidad del oleoducto exportaría 128.000 barriles a Maine, que luego serían transportados por barco a grandes complejos petroquímicos en el Golfo de México para su refinamiento.
Aunque pospuesto debido a la crisis financiera de 2007-2009 , los ejecutivos de Enbridge todavía tienen la intención de seguir adelante con Trailbreaker , un proyecto impugnado por varios grupos ambientalistas. Los críticos señalan que la reversión del oleoducto triplicaría las emisiones de gases de efecto invernadero de las refinerías de Montreal y que la producción y refinación de este crudo pesado y viscoso tiene efectos particularmente perjudiciales sobre la calidad del petróleo, el aire y el agua. Según un especialista consultado por el diario de Montreal Le Devoir , esta opinión debe ser matizada, ya que la mayoría de las emisiones de carbono a la atmósfera ocurren durante el uso de productos petrolíferos. Además, el nivel de emisiones de las refinerías estará influenciado por el tipo de tratamiento que se llevará a cabo en los sitios de extracción de arenas petrolíferas antes de su transporte por el oleoducto.
Además, la naturaleza más corrosiva del petróleo que se transportaría desde el oeste de Canadá generó temores de un aumento en el número de fugas en ciertas secciones del oleoducto, algunas de las cuales datan de la Segunda Guerra Mundial .
Actualmente se está preparando otro proyecto de tubería . El proyecto Ultramar Pipeline Saint-Laurent consiste en conectar su refinería en Lévis con su centro de distribución en Montreal-East mediante una tubería de vapor de baja presión de 406 milímetros (16 pulgadas) de largo y 240 km de largo . Según el proponente, el proyecto reducirá el uso del transporte ferroviario, por carretera y marítimo para transportar sus productos derivados del petróleo y reducirá sus emisiones de gases de efecto invernadero en 30.000 toneladas anuales. Se espera que la construcción del oleoducto de 275 millones de dólares comience en 2010 y Ultramar ya cuenta con la mayoría de las aprobaciones regulatorias necesarias.
Aunque algunos trabajos de exploración fueron realizados en la década de 1950 por las empresas Esso y Shell, una empresa pública, la Société québécoise d'Initiatives Petrolières (SOQUIP) fue una de las pioneras en la exploración del potencial petrolero y la empresa de gas de Quebec. Ya en 1969, SOQUIP perforó en la región noreste de Trois-Rivières en la región de Mauricie, así como en Gaspé.