1. Le Québec a-t-il une réserve stratégique de pétrole ?
Non : ni le Québec ni le Canada ne détiennent de réserve stratégique publique, et l'AIE n'en exige pas du Canada, qui exporte plus de pétrole qu'il n'en importe. L'Agence l'écrit sans détour : « As net-exporters of oil, Canada, Mexico and Norway do not have a stockholding obligation under the International Energy Programme ». Quand l'AIE a coordonné en mars 2026 une action collective de 426 millions de barils, le Canada a promis 23,6 millions de barils sous forme de hausse de production de brut, et non de stocks (AIE, 19 mars 2026). Le ministre de l'Énergie et des Ressources naturelles, Tim Hodgson, parlait de « 23.6 million Canadian barrels, produced by our industry » (Ressources naturelles Canada, 13 mars 2026). Le détail par pays figure sur la page Libération AIE 2026.
En France, le modèle est inverse : l'État impose des stocks d'urgence, comptés en jours d'importations nettes selon la directive européenne, soit 87,9 jours en juin 2026 selon Eurostat. Ce mode de calcul, et pourquoi il ne s'applique pas aux exportateurs nets, est expliqué sur la page règle des 90 jours. Au Québec, la sécurité d'approvisionnement ne tient donc pas à un stock, mais à la continuité de quelques grands flux : les provenances du brut, une canalisation et deux raffineries.
2. D'où vient le pétrole brut raffiné au Québec ?
En 2024, environ 65 % du pétrole brut qui approvisionne le Québec venait de l'Ouest canadien et 35 % des États-Unis, selon l'estimation de la Chaire de gestion du secteur de l'énergie de HEC Montréal (État de l'énergie au Québec 2026). Côté américain, l'Association canadienne des producteurs pétroliers (CAPP) chiffre à 127 000 barils par jour le brut américain livré au Québec de janvier à octobre 2025, soit 32 % de tout le brut que le Canada importe des États-Unis. Le Nouveau-Brunswick et l'Atlantique en reçoivent 146 000 barils par jour, l'Ontario 90 000.
D'après cette répartition, le golfe Persique ne figure pas parmi les sources de brut du Québec. La France est dans une autre situation : en 2025, 10,1 % de son pétrole brut importé venait des pays du Golfe (calcul GOS sur les données Eurostat, voir l'indice Ormuz GOS). Cela ne met pas le Québec à l'abri des hausses : les relevés de la Régie de l'énergie plus bas montrent un mazout nettement plus cher qu'à la saison dernière.
Le risque se situe plutôt dans la logistique. Tout ce brut passe par un petit nombre d'installations : si l'une d'elles s'arrête, il n'existe aucun stock public pour prendre le relais, seulement les stocks commerciaux des raffineurs et des distributeurs, dont le niveau n'est pas publié dans nos sources.
3. Comment le pétrole arrive-t-il à Lévis et à Montréal ?
Deux raffineries transforment le brut au Québec : Valero Jean-Gaulin à Lévis, d'une capacité de 235 000 barils par jour selon Valero, et Suncor à Montréal, 137 000 barils par jour selon HEC Montréal. Valero indique que Lévis couvre 70 % des besoins des Québécois et environ 40 % de la demande de l'Est du Canada. Une partie du brut arrive par la canalisation 9B d'Enbridge : 300 000 barils par jour de capacité, dont 219 000 utilisés en moyenne en 2024 selon HEC Montréal, soit un taux d'utilisation d'environ 73 % (calcul GOS).
L'été 2026 a montré la fragilité de ces liaisons. La Line 5 d'Enbridge, au Wisconsin, a été arrêtée le 25 août après une fuite de liquides de gaz naturel, puis remise en service le 12 septembre grâce à une dérivation temporaire (Enbridge). Selon l'entreprise, sans la Line 5, les raffineries du Michigan, de l'Ohio, de la Pennsylvanie, de l'Ontario et du Québec recevraient « approximately 45% less crude from Enbridge » (FAQ de l'entreprise) ; c'est une affirmation d'Enbridge, partie intéressée. Dans le bulletin de la semaine du 14 septembre, le diesel à la pompe atteignait 294,1 ¢/L en moyenne au Québec, contre 271,8 ¢/L la semaine précédente, tandis que l'essence ordinaire restait stable à 195,7 ¢/L (Régie de l'énergie). La Régie n'établit aucun lien entre l'arrêt de la Line 5 et cette hausse ; nous n'en établissons pas non plus.
4. Combien coûte le mazout au Québec cet automne ?
La semaine du 21 septembre 2026, le mazout léger coûtait en moyenne 234,27 ¢/L au Québec, hors TPS et TVQ, contre 169,57 ¢/L en moyenne sur la saison de chauffage 2025-2026 (Régie de l'énergie). C'est 38,2 % de plus (calcul GOS). Le prix relevé comprend le transport ainsi que les frais liés au SPEDE, le marché du carbone québécois, et à la quote-part ; la semaine précédente, il était de 229,28 ¢/L. Les écarts régionaux sont larges : de 162,28 ¢/L en Abitibi-Témiscamingue à 258,12 ¢/L dans le Nord-du-Québec.
| Période | Mazout léger, moyenne pondérée Québec (¢/L, hors TPS et TVQ) |
|---|---|
| Saison 2025-2026 | 169,57 |
| Mars 2026 | 201,65 |
| Avril 2026 | 201,20 |
| Mai 2026 | 202,26 |
| Juin 2026 | 181,92 |
| Juillet 2026 | 191,70 |
| Août 2026 | 208,76 |
| Saison 2026-2027 (en cours) | 215,81 |
| Semaine du 21 septembre 2026 | 234,27 |
Source : Régie de l'énergie, relevé hebdomadaire des prix du mazout léger (semaine du 21 septembre 2026).
Moins de 200 000 foyers chauffent encore au mazout, selon le gouvernement du Québec (page mise à jour le 8 juin 2026) ; ensemble, ils émettent plus de 500 000 tonnes de CO₂ par an. Les appareils au mazout sont interdits dans les constructions neuves, et dans les bâtiments existants d'au plus 600 m² et trois étages, on ne peut plus remplacer un appareil au mazout par un autre appareil fossile, sauf exceptions pour les lieux non reliés au réseau. Si tu chauffes encore au mazout, ta vraie réserve est ta cuve : le calculateur d'autonomie estime combien de temps elle tiendra.
5. Que font Ottawa et Québec face à la hausse, et faut-il une réserve ?
Ottawa a suspendu sa taxe d'accise fédérale sur l'essence et le diesel à partir du 20 avril 2026 et a annoncé le 2 septembre une prolongation jusqu'au 31 janvier 2027, puis un demi-taux de 5 ¢/L sur l'essence et de 2 ¢/L sur le diesel jusqu'au 31 mars 2027 (Régie de l'énergie ; ministère des Finances du Canada). Selon Ottawa, la prolongation coûte environ 2,9 milliards de dollars de plus, pour un allègement total de 5,3 milliards en 2026-2027.
Faut-il une réserve canadienne ? Les avis divergent. Selon l'organisme Environmental Defence, le ministre Tim Hodgson voit dans les sables bitumineux « the best strategic reserve in the world ». Dans un billet d'opinion, l'analyste Tammy Nemeth rappelle au contraire que le Canada est le seul pays du G7 sans réserve stratégique et qu'un document de 2008 proposait déjà des cavernes de sel en Ontario pour 31 millions de barils (EnergyNow, mars 2026). Une réserve coûterait de l'argent à quelqu'un : la page Qui paie les stocks ? montre comment d'autres pays la financent. Et pour comparer le Québec au reste du monde, l'Observatoire des réserves pétrolières réunit tous les pays en jours.
Pour citer cette page : Global Oil Shock (Jörg Dässler), « Québec : pas de réserve de pétrole, ni au Canada », état au 23/09/2026, https://globaloilshock.com/fr/reserves-strategiques-petrole/quebec/