La quota di utilizzo di combustibili fossili in Quebec ha avuto la tendenza a diminuire costantemente dalla crisi petrolifera degli anni '70, sebbene la massiccia scoperta di gas di scisto negli ultimi anni suggerisca che potrebbe aumentare in futuro.
La quota di petrolio nel bilancio energetico del Québec è diminuita costantemente dagli shock petroliferi del 1973 e 1979 , passando dal 56,3% al 36,8% del consumo totale tra il 1981 e il 2006 . Anche questo consumo è diminuito in valori assoluti, da 19,2 a 15,1 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (tep) durante questo periodo.
Tra il 1987 e il 2006, il petrolio consumato in Quebec proveniva principalmente dal Mare del Nord . La situazione è cambiata nel 2007, quando le importazioni dall'Africa (41,8%) hanno superato per la prima volta gli arrivi dal Regno Unito e dalla Norvegia (38,2%). L' Algeria è il principale paese fornitore con il 31,9% del mercato del Quebec. Il petrolio proveniente dal Canada orientale rappresentava solo il 7,9% delle importazioni.
Sebbene il Quebec importi tutto il suo petrolio, è un esportatore netto di prodotti raffinati. Questo paradosso può essere spiegato dalla posizione strategica della Valle di San Lorenzo , nel cuore del continente. Con una capacità di raffinazione di 655.000 barili al giorno - di gran lunga superiore al suo fabbisogno interno - nel 2006 il Québec ha raggiunto esportazioni nette di benzina e gasolio per 2,8 milioni di tep , principalmente in Ontario .
Dal 2005, la società del Quebec Junex gestisce un pozzo petrolifero, il Galt. Un altro pozzo, il pozzo Haldimand gestito da Junex, Pétrolia e Gastem, ha prodotto 500 barili di petrolio nel 2006 nella regione di Gaspé .
Ci sono tre raffinerie di petrolio in Quebec, che hanno una capacità combinata di circa 525.000 barili al giorno (bbl / d). La più grande, la raffineria Jean-Gaulin d ' Ultramar , situata nel quartiere Saint-Romuald della città di Lévis, ha una capacità di 265.000 bbl / d . La sua posizione a valle del Quebec gli consente di ospitare navi cisterna con una capacità massima di un milione di barili tutto l'anno, il che gli conferisce un vantaggio rispetto ai suoi concorrenti situati a monte del fiume.
Altre due raffinerie, quella di Shell e quella di Petro-Canada , si trovano a Montreal Est . Hanno una capacità di 160.000 bbl / d ciascuno. Inoltre, è in funzione anche un'unità di raffinazione nel complesso petrolchimico costiero da 70.000 bbl / d . La capacità di raffinazione di Montreal è stabilita a 390.000 bbl / d .
Nonostante un aumento della capacità di raffinazione di 50.000 bbl / d presso la raffineria di Saint-Romuald nel 2008, la capacità totale del Quebec è diminuita di un terzo dall'inizio degli anni '80, quando erano operative 7 raffinerie. Da quella data, le raffinerie di Gulf (nel 1985 ; 77.000 bbl / d ), BP (nel 1983 ; 71.000 bbl / d ), Texaco (nel 1982 ; 75.000 bbl / d ) ed Esso (nel 1983 ; 106.000 bbl / j ) hanno tutti chiuso le loro porte. Shell ha annunciato la sua chiusura il7 gennaio 2010 ma viene formato un comitato di sopravvivenza per mantenere in vita la raffineria e per trovare un nuovo operatore.
Le tre raffinerie del Quebec producono da sole 3,8 milioni di tonnellate di anidride carbonica equivalente all'anno, ovvero quasi il 5% di tutti i gas serra prodotti in Quebec nel 2006.
Énergir detiene il monopolio della distribuzione del gas naturale in Quebec, ad eccezione della città di Gatineau , servita da Gazifère , una controllata di Enbridge . Le reti delle due società sono fornite dal gasdotto TransCanada .
La rete della metropolitana di Gaz è composta da 8.300 km di tubi di distribuzione e 850 km di tubi di trasmissione, che servono la valle di San Lorenzo, fino al Quebec , i Laurentians , Estrie , Beauce , Saguenay - Lac. -Saint-Jean e le principali città di Abitibi .
Gaz Métro possiede partecipazioni nelle reti di gasdotti Trans Québec-Maritimes , Portland Natural Gas Transmission System e Champion Pipe Line . L'azienda è attiva anche nello stato del Vermont , dove ha l'unico distributore di gas naturale e il secondo più grande distributore di elettricità nel vicino stato americano del Quebec.
Un consorzio di società che riunisce Gaz Métro, Enbridge, GDF Suez e Gazprom intende costruire un terminale GNL sul San Lorenzo , a est della città di Lévis . Il progetto Rabaska importerà gas naturale liquefatto dal giacimento di Chtokman nel Mare di Barents . Nonostante le polemiche sulla sicurezza di questo tipo di installazione di fronte a Quebec City e il parere sfavorevole della Commissione per la protezione del territorio agricolo, l' Ufficio delle audizioni pubbliche sull'ambiente ha espresso parere favorevole al progetto in un rapporto di indagine reso pubblico su4 luglio 2007.
La costruzione del terminal dovrebbe iniziare nel 2010 e la messa in servizio è prevista nel 2014. Il costo di costruzione del progetto è stimato in 840 milioni di dollari . Tuttavia , la recessione del 2009 , la crescita della produzione di gas naturale del Nord America e le esitazioni sulla partecipazione di Gazprom al consorzio stanno ritardando la costruzione del terminale GNL .
Le due raffinerie di Montreal ricevono parte della loro fornitura di greggio da Portland , nel Maine , attraverso una serie di condutture gestite da Portland Montreal Pipe-lines (PLPM). L'oleodotto lungo 378 km è stato inaugurato nell'autunno del 1941. Consiste di tre tubi di 610, 457 e 324 millimetri di diametro, ma il più piccolo dei tre è stato pulito e messo fuori servizio nel 1984. Il PLPM lo fa possibile trasportare 525.000 barili di greggio al giorno.
Parte del petrolio greggio trasportato attraverso l'oleodotto PLPM viene trasferito direttamente alle raffinerie dell'Ontario, utilizzando l'Enbridge Line 9, un oleodotto lungo 832 km che collega Montreal alla città di Sarnia nel sud-ovest dall'Ontario , vicino al confine con il Michigan . Inaugurato nel 1976, questo gasdotto era originariamente utilizzato per il trasporto del petrolio leggero prodotto in Alberta alle raffinerie di Montreal. Dal 1999 è stato utilizzato esclusivamente per esportare petrolio greggio in Ontario. Il gasdotto ha una capacità di circa 240.000 barili al giorno.
Tuttavia, questa situazione potrebbe cambiare negli anni 2010 a causa del progetto Trailbreaker di Enbridge e Portland Montreal Pipe-lines. Lanciato all'inizio del 2008 , il progetto da 350 milioni di dollari invertirebbe ancora una volta il flusso dell'oleodotto per trasportare petrolio extra pesante dalle sabbie bituminose dell'Alberta a Montreal.
Il progetto fornirebbe 80.000 barili al giorno alle raffinerie di Montreal. Il resto della capacità del gasdotto esporterebbe 128.000 barili nel Maine, che sarebbero poi trasportati via nave a grandi complessi petrolchimici nel Golfo del Messico per il raffinamento.
Sebbene rinviato a causa della crisi finanziaria del 2007-2009 , i dirigenti di Enbridge intendono ancora andare avanti con Trailbreaker , un progetto contestato da diversi gruppi ambientalisti. I critici sottolineano che l'inversione dell'oleodotto triplicherebbe le emissioni di gas serra delle raffinerie di Montreal e che la produzione e la raffinazione di questo greggio pesante e viscoso ha effetti particolarmente dannosi sulla qualità del petrolio, aria e acqua. Secondo uno specialista consultato dal quotidiano di Montreal Le Devoir , questa opinione deve essere qualificata, poiché la maggior parte delle emissioni di carbonio nell'atmosfera si verificano durante l'uso di prodotti petroliferi. Inoltre, il livello delle emissioni delle raffinerie sarà influenzato dal tipo di trattamento che verrà effettuato sui siti di estrazione delle sabbie bituminose prima del trasporto attraverso l'oleodotto.
Inoltre, la natura più corrosiva del petrolio che sarebbe stato trasportato dal Canada occidentale ha fatto temere un aumento del numero di perdite su alcune sezioni dell'oleodotto, alcune delle quali risalgono alla seconda guerra mondiale .
Un altro progetto di pipeline è attualmente in preparazione. Il progetto Ultramar Pipeline Saint-Laurent consiste nel collegare la sua raffineria di Lévis al suo centro di distribuzione a Montreal-Est tramite un tubo del vapore a bassa pressione lungo 406 millimetri (16 pollici) e lungo 240 km . Secondo il promotore, il progetto ridurrà l'uso del trasporto ferroviario, stradale e marittimo per il trasporto dei suoi prodotti petroliferi e ridurrà le sue emissioni di gas serra di 30.000 tonnellate all'anno. La costruzione del gasdotto da 275 milioni di dollari dovrebbe iniziare nel 2010 e Ultramar ha già ottenuto la maggior parte delle necessarie approvazioni normative.
Sebbene alcuni lavori di esplorazione siano stati effettuati negli anni '50 dalle società Esso e Shell, una società per azioni , la Société québécoise d'Initiatives Petrolières (SOQUIP) è stata uno dei pionieri nell'esplorazione del potenziale petrolifero e della compagnia del gas del Quebec. Già nel 1969 SOQUIP ha perforato nella regione nord - est di Trois-Rivières nella Mauricie e nel Gaspé.