Les cartes interactives des profils pipeliniers mettent à la disposition du public de l’information sur les réseaux pipeliniers réglementés par la Régie. Ces cartes présentent de l’information sur les réseaux pipeliniers réglementés par la Régie et permettent aux utilisateurs de zoomer pour voir les collectivités avoisinantes et d’autres caractéristiques géographiques.
L’information affichée sur cette carte n’est pas exhaustive et certains ensembles de données ont été filtrés pour n’afficher que l’information la plus pertinente. Veuillez consulter la carte interactive des pipelines pour obtenir un portrait plus complet des pipelines réglementés par la Régie.
La Régie de l’énergie du Canada fournit cette information pour un usage personnel et non commercial. Les données contenues dans ces cartes proviennent de sources externes. La Régie ne fait aucune assertion quant à l’exactitude de ces données. La Régie n’est nullement responsable de possibles inexactitudes, omissions ou erreurs qui pourraient s’y glisser et décline en outre toute responsabilité à l’égard de pertes, dommages ou frais pouvant découler de leur utilisation.
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La Régie de l’énergie du Canada est liée par la Loi sur les langues officielles et les politiques pertinentes du Conseil du Trésor. Toutefois, certains documents lui sont fournis par des organisations qui ne sont pas assujetties à cette loi et ils sont reproduits sur la présente page dans leur version originale.
Sources et Description
Sources
L’information contenue dans ces cartes provient des sources suivantes : de l’Energy Information Administration des États-Unis (pipelines aux États-Unis); Environmental Systems Research Institute, Inc. (La carte communautaire du Canada); Geomatics Data Management Inc. (pipelines réglementés par la Régie); gouvernement du Canada : Ressources naturelles Canada et Direction de l’arpenteur général (territoires autochtones), et Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada (traités modernes et historiques).
Description
La carte montre le pipeline de Trans Mountain. Le pipeline de Trans Mountain s’étend d’Edmonton, en Alberta, jusqu’à Burnaby, en Colombie-Britannique, et comporte des points de livraison à Kamloops, Sumas et Burnaby, en Colombie-Britannique. Cette carte montre également le prolongement américain du pipeline de Trans Mountain dans le nord-ouest de l’État de Washington.
Historique
Le pipeline de Trans Mountain a été construit en 1953. Le pipeline a été modifié au fil des ans pour transporter divers produits pétroliers bruts et raffinés et pour répondre aux besoins changeants des clients.
Le réseau agrandi de Trans Mountain dessert des marchés en Colombie-Britannique, dans l’État de Washington, en Californie et en Asie. Sa capacité actuelle est d’environ 890,000 barils par jour et il s’agit du deuxième oléoduc en importance au Canada.
Événements et projets récents
Le projet de doublement d’ancrage [dossier 399196] a été approuvé en 2006 et prévoyait l’installation d’un deuxième pipeline (doublement) à côté du pipeline existant, de Hinton, en Alberta, jusqu’à un emplacement près de Rearguard, en Colombie-Britannique.
Ce pipeline traverse le parc national Jasper et le parc provincial Mount Robson. Le projet a permis d’accroître la capacité du pipeline de 40,000 barils par jour.
Le projet de doublement d’ancrage prévoyait également la désactivation du pipeline existant. Il a été maintenu en état de désactivation jusqu’à ce qu’une capacité supplémentaire soit requise.
Le pipeline désactivé dans le cadre de ce projet est l’une des deux sections qui seront réactivés dans le cadre du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain.
Le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain a été proposé en 2013 [dossier 2392873] par Trans Mountain Pipeline ULC. À l’époque, le pipeline appartenait à Kinder Morgan et était exploité par celle-ci.
Le projet d’agrandissement comprend ce qui suit :
Construction d’un deuxième pipeline constituant un doublement du pipeline existant en Alberta et en Colombie-Britannique
Ajout et modification de stations de pompage et de réservoirs
Agrandissement du terminal maritime Westridge à Burnaby, en Colombie-Britannique
Le pipeline appartient maintenant à une société d’État fédérale (Trans Mountain Corporation), qui l’exploite. La construction du pipeline a commencé en 2019 dans la région d’Edmonton.
Les exportations depuis le terminal maritime Westridge à Burnaby, en Colombie-Britannique, sont acheminées vers l’Asie et la côte Ouest américaine à partir de la mer des Salish (en anglais).
En janvier 2020, Trans Mountain Corporation a déposé un plan de prévention des déversements en milieu marin et d’engagements d’intervention [document 3902029].
En novembre 2021, d’importantes inondations dans la vallée du bas Fraser, en Colombie-Britannique, ont entraîné la mise hors service du pipeline de Trans Mountain pendant 21 jours, ce qui ne s’était encore jamais vu.
Pour en savoir plus sur la façon dont la Régie intervient en cas d’urgence, visionnez cette vidéo.
Surveillance autochtone
Les peuples autochtones, le gouvernement du Canada et la Régie ont collaboré en vue de créer les comités consultatifs et de surveillance autochtones (« CCSA »).
La participation des surveillants autochtones a permis à la Régie de mieux connaître et comprendre les différentes pratiques culturelles et ancestrales, ainsi que d’acquérir une expertise particulière en matière d’utilisation des terres à des fins traditionnelles, de lieux sacrés et de connaissances historiques.
Le pipeline de Trans Mountain s’étend d’Edmonton, en Alberta, jusqu’à Burnaby, en Colombie-Britannique, et comporte des points de livraison à Kamloops, Sumas et Burnaby, en Colombie-Britannique.
La capacité nominale de traitement du réseau agrandi de Trans Mountain est d’environ 890 milliers de barils par jour («?kb/j?»). Le réseau agrandi de Trans Mountain est entré en service le 1er mai 2024. Avant cette date, la capacité nominale de traitement du réseau de Trans Mountain était d’environ 300 kb/j.
Construction du projet d’agrandissement. Entre 2017 et 2021, Trans Mountain a présenté diverses demandes de modification, notamment en ce qui a trait au tracé.
Juin 2019
Le 18 juin 2019, le gouverneur en conseil approuve le projet, sous réserve de 156 conditions. Le 21 juin 2019, l’Office national de l’énergie, prédécesseur de la Régie, délivre un certificat pour le projet (OC-065).
Février 2019
Le 2 février 2019, l’Office soumet au gouverneur en conseil son rapport de réexamen (A98021) recommandant l’approbation du projet d’agrandissement.
Dans son rapport OH-001-2014, l’Office recommande au gouverneur en conseil d’approuver le projet.
Décembre 2013 – Modification majeure aux installations
Trans Mountain présente à l’Office une demande visant le projet d’agrandissement [dossier 2392873]. Le projet prévoit ce qui suit :
Mise en place d’installations pipelinières qui complètent le doublement du réseau pipelinier existant de Trans Mountain en Alberta et en Colombie-Britannique, avec environ 1 000 kilomètres (« km ») de nouveau pipeline enfoui;
Ajout et modification d’installations, telles que stations de pompage et réservoirs, et réactivation d’un tronçon de pipeline;
Construction de nouvelles installations de chargement de bateaux-citernes au terminal maritime Westridge à Burnaby;
Augmentation de la capacité de transport de Trans Mountain à 890 000 b/j.
Juin 2012 à mai 2013
En juin 2012, Trans Mountain a demandé à l’Office d’approuver le service de transport à fournir et la méthode de conception des droits à utiliser pour un agrandissement futur de son réseau pipelinier. En janvier 2013, Trans Mountain a déposé une demande révisée.
En mai 2013, l’Office approuve la méthode de conception des droits telle qu’elle a été déposée (Motifs de décision RH-001-2012).
2008
La capacité du réseau pipelinier de Trans Mountain augmente à 300 000 b/j grâce au doublement Anchor, qui ajoute un pipeline d’environ 160 km entre Hinton, en Alberta, et Hargreaves, en Colombie-Britannique.
1956 - 1957
La capacité du réseau pipelinier de Trans Mountain passe à 250 000 b/j grâce à la construction de deux doublements pipeliniers et de trois stations de pompage supplémentaires. Le terminal maritime Westridge est construit et mis en service à Burnaby.
Octobre 1953 – Modification majeure aux installations
La première cargaison de pétrole atteint le terminal Burnaby de Trans Mountain, marquant le début de l’exploitation de son réseau pipelinier, qui s’étend sur 1 150 km. La capacité initiale du projet est de 150 000 b/j et comprend quatre stations de pompage et un quai. La capacité initiale prévue de la canalisation de Trans Mountain était de 75 000 b/j, mais à mesure que la construction avançait, l’apparition de nouveaux développements a rendu nécessaire un accroissement de la capacité. La Commission des transports délivre un permis d’exploitation à Trans Mountain Oil Pipe Line Company.
Mars 1951
La société Trans Mountain Oil Pipe Line Company est créée par l’octroi d’une charte par le Parlement du Canada.
Les débits au point principal Burnaby ont diminué de 3.8% d’un trimestre à l’autre d’une moyenne de 87,91 kb/j en T4 de 2024 à une moyenne de 84,53 kb/j en T1 de 2025 (dernier trimestre des données).
Les débits au point principal Sumas ont diminué de 4.5% d’un trimestre à l’autre d’une moyenne de 238,85 kb/j en T4 de 2024 à une moyenne de 228,14 kb/j en T1 de 2025 (dernier trimestre des données).
Les débits au point principal Westridge ont augmenté de 12.3% d’un trimestre à l’autre d’une moyenne de 394,92 kb/j en T4 de 2024 à une moyenne de 443,55 kb/j en T1 de 2025 (dernier trimestre des données).
Description des principaux points
Burnaby - Achemine du pétrole brut léger à la raffinerie Parkland à Burnaby, en Colombie-Britannique, à hauteur de 55 000 b/j, ainsi que des produits pétroliers raffinés destinés à Burnaby et aux villes avoisinantes.
Sumas - Raccordement entre le pipeline Trans Mountain et le pipeline Puget Sound de Trans Mountain à Abbotsford, en Colombie-Britannique Du pétrole brut léger, et brut lourd en moindre quantité, est acheminé vers les raffineries voisines d’Anacortes, de Cherry Point et de Ferndale, sur la côte Ouest de l’État de Washington.
Westridge - Un point de livraison du réseau situé à Port Metro Vancouver, peut charger des navires-citernes de pétrole brut (lourd, principalement) à destination de divers marchés, dont l’Asie et la Californie.
Remarque : La capacité physique d’un pipeline dépend de nombreux facteurs, tels que les produits transportés, le sens d’écoulement, la capacité de pompage du pipeline, les travaux d’entretien et les restrictions de pression. La capacité physique réelle du pipeline peut parfois être supérieure à la capacité opérationnelle hypothétique indiquée ici.
Instructions pour le tableau de bord
Cliquez sur un point principal au-dessus du graphique et de la carte pour voir le transport à un autre endroit. La carte montre les emplacements approximatifs sur le pipeline où l’exploitant du pipeline enregistre les débits et la capacité.
Cliquez et faites glisser votre souris sur le graphique pour faire un zoom jusqu’à la plage de dates souhaitée. Cliquez sur le bouton Réinitialiser le zoom pour réinitialiser toute la plage de dates.
Cliquez sur les éléments de la légende sous le graphique pour supprimer et ajouter des sections de données au besoin.
Les tendances des principaux points sont calculées à partir du transport moyen trimestriel au point principal. Les tendances de débit de gaz naturel sont présentées d’une année à l’autre (données du dernier trimestre complet par rapport au même trimestre l’année précédente). Les tendances pour le pétrole brut et les liquides aux principaux points sont présentées d’un trimestre à l’autre (dernier trimestre complet par rapport au trimestre précédent).
Remarque : La moyenne sur cinq ans est calculée pour les principaux points pour le gaz naturel à partir du débit total pour tous les types d’échanges commerciaux et le sens d’écoulement. Pour les principaux points dans les deux sens (exportations et importations), le débit est affiché pour les deux directions, au lieu de la moyenne sur cinq ans.
Description : Le tableau de bord ci-dessus indique le débit et la capacité du pipeline aux principaux points sur le réseau. Lorsque cela est possible, la moyenne sur cinq ans et la fourchette de débit sur cinq ans sont illustrées avec le débit de l’année en cours pour mieux faire ressortir les tendances. Pour les principaux points du pipeline dont l’emplacement est défini, une carte est affichée à côté du graphique, montrant l’emplacement approximatif où le débit et la capacité du pipeline sont enregistrés.
Une conversion de 1 mètre cube correspondant à 6,2898 barils de pétrole est utilisée dans ce tableau de bord.
Marchés
Mise à jour : octobre 2024
Marchés
Le pipeline Trans Mountain est l’un des quatre grands transporteurs de pétrole brut du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien destiné à des marchés d’exportation aux États-Unis. Les autres joueurs d’importance sont le réseau principal d’Enbridge au Canada ainsi que les pipelines Keystone et Express.
Le pipeline Trans Mountain achemine du pétrole brut et des produits pétroliers raffinés depuis Edmonton, en Alberta, jusqu’à des raffineries et terminaux en Colombie-Britannique ou dans l’État de Washington. Du brut est aussi expédié outre-mer vers l’Asie et la côte ouest des États-Unis en passant par le terminal maritime Westridge de Trans Mountain, à Burnaby, en Colombie-Britannique.
Répartition
Mise à jour : août 2024
Répartition
Les expéditeurs doivent soumettre tous les mois une commande à chaque pipeline que doit traverser leur pétrole. Il leur faut présenter une commande pour le service de transport souscrit (sous contrat), s’il est offert, et pour le service de transport non souscrit. Si le total des commandes dépasse la capacité non souscrite disponible, les transporteurs doivent « répartir » les commandes.
La répartition est le pourcentage de réduction appliqué à la commande de chacun des expéditeurs afin de ne pas dépasser la capacité non souscrite disponible. En général, ce pourcentage est appliqué également à tous les expéditeurs ayant passé une commande. Par exemple, si la commande de l’expéditeur A vise 100 barils et celle de l’expéditeur B, 1 000 barils, selon un taux de répartition de 10 %, les deux expéditeurs pourront faire transporter 90 barils et 900 barils.
Le graphique interactif ci-dessous présente les données relatives aux commandes d’expédition et à la répartition sur le réseau pipelinier.
Description : Le graphique ci-dessus présente les données sur les commandes d’expédition des pipelines pour l’ensemble du réseau. Les commandes d’expédition originales sont indiquées en bleu sur le graphique et la capacité pipelinière, par une ligne jaune. Si le pourcentage de répartition est disponible, il est possible de faire basculer vers le graphique sous forme d’une ligne verte en cliquant sur « Pourcentage de répartition » directement sous le graphique.
Une conversion de 1 mètre cube correspondant à 6,2898 barils de pétrole est utilisée dans ce tableau de bord.
Procédures de commande et de vérification
Mise à jour : octobre 2024
Procédures de commande et de vérification
Le tarif établit les procédures que doivent respecter les expéditeurs pour passer des commandes de service de transport, et la forme et le moment de ces commandes. Il précise également les droits et les pouvoirs des sociétés pipelinières quant à la vérification des commandes. La Régie réglemente les tarifs des pipelines qui relèvent de sa compétence, notamment les principaux pipelines d’exportation de l’Ouest canadien, et évalue s’ils sont respectés. Les sociétés pipelinières et les expéditeurs doivent satisfaire aux modalités relatives au service de transport qui y sont énoncées.
Trans Mountain procède à différents types de vérification, selon les circonstances. Pour chaque commande, Trans Mountain exige une vérification écrite de l’installation indépendante raccordée en amont qui atteste que l’expéditeur est en mesure de fournir le pétrole pour remplir sa commande. Elle exige aussi une vérification écrite de l’installation de destination indépendante en aval qui atteste qu’il peut retirer ce volume du pipeline. Si l’expéditeur ne peut présenter de vérification en amont ou en aval d’une partie indépendante, Trans Mountain l’oblige alors à lui remettre un certificat signé par un cadre qui constitue à la fois une vérification de l’approvisionnement et de la destination.
Les droits de Trans Mountain sont actuellement perçus à titre provisoire [communiqué] et sont actuellement assujettis à un processus d’audience [dossier 4369664].
Les droits provisoires sont fondés sur une méthode de conception établie dans des ententes signées avec des expéditeurs du service souscrit et approuvées par l’Office national de l’énergie en 2013 [dossier 828580]. Les droits ont été établis à partir d’estimations du coût du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain.
Les droits applicables aux volumes souscrits (aussi appelé « service garanti ») varient selon la durée du contrat, le volume souscrit, le tracé du pipeline (combinaison de points de réception et de livraison) et le type de produit expédié. Les droits sont plus bas pour le service souscrit sur 20 ans que pour le service souscrit sur 15 ans et les droits sont plus bas pour les contrats dont le volume souscrit est égal ou supérieur à 75 000 barils par jour.
Les droits visant les volumes non souscrits correspondent aux droits visant les volumes souscrits, plus une majoration.
Les documents officiels de la Régie portant sur le transport, les droits et les tarifs relatifs au pipeline Trans Mountain se trouvent ici : documents de réglementation sur les droits du pipeline Trans Mountain [dossier 552980].
Description: Le graphique ci-dessus présente les données sur les droits pour le réseau pipelinier. Seuls les parcours principaux et les parcours visés par des droits de référence sont montrés, à titre indicatif. Pour voir les droits applicables aux parcours du réseau, consultez les documents tarifaires déposés.
La Régie exige que toutes les sociétés pipelinières mettent de côté des fonds pour cesser d’exploiter les pipelines en toute sécurité à la fin de leur vie utile. En 2016, Trans Mountain a estimé le coût de la cessation d’exploitation à 368 millions de dollars. En 2024, elle a actualisé cette estimation à 647 millions de dollars. Cette somme sera prélevée et mise de côté dans un compte en fiducie. La date de fin de la période de prélèvement est novembre 2053.
Tableau 1: Solde de la fiducie constituée pour la cessation d’exploitation du pipeline Trans Mountain
2019
2020
2021
2022
2023
Solde de la fiducie (en dollars)
73 246 000
92 731 000
99 837 000
92 266 000
112 058 000
Les documents officiels de la Régie sur le financement de la cessation d’exploitation, classés par année et par société, sont accessibles à partir du lien [dossier 3300366].
La Loi sur la Régie canadienne de l’énergie exige des sociétés pipelinières qu’elles mettent de côté des fonds afin de couvrir les coûts de tout incident éventuel, comme un déversement, par exemple. Veuillez consulter les articles 136 à 142 de cette loi pour un complément d’information. Trans Mountain Pipeline ULC a démontré qu’elle disposait de ressources financières supérieures à un milliard de dollars. Les documents officiels de la Régie se trouvent ici : documents sur les ressources financières de Trans Mountain [dossier 2949657].
Renseignements financiers sur le réseau
Mise à jour : octobre 2024
Chaque trimestre ou chaque année, les sociétés pipelinières remettent d’importants rapports financiers à la Régie. Une situation financière solide permet aux sociétés d’entretenir leur réseau pipelinier, d’attirer des capitaux pour construire de nouvelles infrastructures et de répondre aux besoins changeants du marché. Les données du tableau ci-dessous proviennent du règlement incitatif sur les droits de Trans Mountain déposé devant la Régie [dossier 552980].
Tableau 2 : Données financières relatives au pipeline Trans Mountain
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
Revenus (en millions de dollars)
274,5
286
287,4
294,8
321,5
317,9
342,2
382,4
416,6
1 754,8
Besoins en produits (en millions de dollars)
292,6
269,8
287,2
283,5
326,9
293,2
326,6
382,8
389,4
-
Bénéfice net (en millions de dollars)
38,5
47,1
42,9
47,3
38,4
44,4
47
56,3
55,3
718
Base tarifaire moyenne (en millions de dollars)
1 005,3
1 004,7
984,6
970,5
965,1
980,5
998,5
1 032,5
1 053,3
35 138,5
Ratio présumé des capitaux propres (en pourcentage)
45
45
45
45
45
45
45
45
45
45
Rendement des capitaux propres (en pourcentage)
8,5
10,43
9,69
10,83
8,84
10,07
10,46
12,13
11,67
3,14
Avertissement
L’information financière présentée dans le tableau 2 rend compte de renseignements réglementaires préparés par chaque société pipelinière réglementée par la Régie et déposés auprès de celle-ci tous les trimestres ou tous les ans. Ces renseignements visent à informer les expéditeurs, la Régie et les autres parties intéressées des produits financiers ou des dépenses liés aux pipelines en vue de la surveillance des coûts de transport pipelinier. Les méthodes utilisées pour la préparation de cette information financière peuvent tenir compte des décisions et des directives réglementaires, ainsi que des ententes négociées uniques qui lient une société pipelinière à ses expéditeurs et aux parties intéressées. De concert avec l’information financière qui en découle, elles peuvent ne pas respecter les principes comptables établis utilisés dans d’autres rapports de la société et ne pas être comparables entre les sociétés réglementées par la Régie. Pour un complément d’information, prière de consulter les documents de réglementation de la Régie dans REGDOCS et toute note y afférente.
Renseignements financiers sur la société
Mise à jour : octobre 2024
Le pipeline Trans Mountain appartient à Trans Mountain Corporation, société d’État fédérale devant rendre compte au Parlement par le truchement de la Corporation de développement des investissements du Canada. En sa qualité de filiale en propriété exclusive de celle-ci, la société est régie par un conseil d’administration indépendant.
Audits au titre de la réglementation financière
Mise à jour : mai 2025
La Régie audite les sociétés pipelinières afin de confirmer le respect de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie, des règlements ainsi que de ses ordonnances et décisions. Les audits au titre de la réglementation financière portent essentiellement sur des questions de droits et tarifs, pour relever, notamment, les cas d’interfinancement. Le plus récent audit de Trans Mountain a été conclu le 25 juillet 2022.
Les documents officiels de la Régie concernant les audits au titre de la réglementation financière de Trans Mountain se trouvent ici : [dossier 571482].
Au Canada, les sociétés pipelinières sont tenues de satisfaire à des exigences fédérales, provinciales ou territoriales et locales, qu’il s’agisse notamment de lois, de règlements municipaux ou autres, de règles ou de restrictions de zonage. Les pipelines doivent aussi respecter des normes techniques, des normes relatives à la sécurité et à la protection de l’environnement, sans oublier les règles internes de la société, ses protocoles et ses systèmes de gestion. La Commission peut aussi intégrer des conditions aux instruments réglementaires qui lient les sociétés. Particulières à chaque projet, ces conditions sont conçues pour protéger le public et l’environnement par l’atténuation des risques possibles relevés durant le processus d’examen de la demande.
La conformité aux conditions fait partie des activités de surveillance de la Régie, et des mesures d’exécution sont prises au besoin.
Les conditions peuvent viser une région précise ou s’appliquer au projet pipelinier dans son ensemble. La carte ci-dessous montre le nombre de conditions en cours et remplies en fonction des régions économiques définies par Statistique Canada.
Les conditions sont habituellement en cours ou remplies. La Régie assure un suivi des conditions en cours.
En cours
Cet état désigne les conditions dont la Régie continue de faire le suivi. C’est le cas dans les situations suivantes :
les documents pertinents n’ont pas encore été déposés auprès de la Régie;
les documents ont été déposés, mais sont à l’étude ou ne répondent pas aux exigences;
un projet n’est pas terminé et certaines des conditions qui s’y appliquent ne sont pas remplies;
un projet est soumis à une condition post-construction et celle-ci n’a pas encore été remplie;
les conditions sont en vigueur indéfiniment ou visent l’exploitation continue d’un pipeline.
Remplies
Cet état désigne les situations suivantes :
la société a respecté les exigences de la condition et aucun autre dépôt n’est exigé;
les conditions, pour lesquelles les documents à déposer ou les mesures à prendre s’appliquent à une étape précise du projet, ont été remplies puisque l’étape est terminée (p. ex., des pièces précises à déposer pendant l’étape de la construction). Remarque : Il demeure possible de recevoir des commentaires sur les mesures à prendre.
Tableau de bord: Pipeline Trans Mountain - Conditions En cours par région
Certaines conditions ne sont pas liées à un emplacement géographique.
Aucun résumé de l’emplacement géographique de Pipeline Trans Mountain :
En cours conditions: 35
Remplies conditions: 54
Instructions pour le tableau de bord
Cliquer sur une région pour consulter les renseignements sur les conditions.
Cliquer sur la carte à l’extérieur des régions pour masquer l’information.
Remarque : Certaines conditions s’appliquent à plusieurs régions. Certaines conditions peuvent être comptées en double d’une région à l’autre, ce qui donne un nombre plus élevé de conditions que les totaux indiqués dans les boutons ci-dessus.
Description : La carte ci-dessus indique le nombre de conditions imposées par la Régie aux projets approuvés par la Commission. La carte est divisée en deux onglets. Les conditions en cours et les conditions remplies sont ainsi montrées séparément en fonction des régions économiques. Si aucune condition en cours n’est associée à une société pour une région économique précise, le tableau de bord affichera par défaut les conditions remplies par régions. Un autre affichage présente le nombre de conditions en cours et de conditions conformes qui ne sont pas associées à une région économique dans l’ensemble de données. Les régions de la carte sont colorées en fonction du nombre de conditions, celles de couleur plus pâle affichant un nombre réduit de conditions par rapport aux régions plus foncées. Les conditions qui visent plus d’une région sont comptabilisées en double sur la carte et figurent dans le total et la ventilation pour chaque région applicable. Les nombres de conditions qui figurent sur les boutons de navigation de la carte représentent le total des conditions, sans double comptabilisation.
Avez-vous consulté la visualisation interactive des données sur les conditions de la Régie? Cet outil permet un examen détaillé des données et du processus de conformité aux conditions de la Régie. Il est ainsi possible de consulter les conditions pour toutes les sociétés réglementées par la Régie par mot-clé, projet et emplacement.
Les sociétés doivent signaler les événements comme les incidents à la Régie conformément aux Lignes directrices sur les rapports d’événement. Le fait de savoir et de comprendre ce qui s’est passé nous aide à trouver des moyens de prévenir d’autres incidents similaires.
Qu’est-ce qu’un incident? (Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres [le « RPT »])
Selon la définition qu’en donne le RPT, un « incident » est un événement qui entraîne :
le décès d’une personne ou une blessure grave;
un effet négatif important sur l’environnement;
un incendie ou une explosion non intentionnels;
un rejet d’hydrocarbures à basse pression de vapeur (« BPV ») non confiné ou non intentionnel de plus de 1,5 m³
un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à haute pression de vapeur (« HPV ») non intentionnel ou non contrôlé;
l’exploitation d’un pipeline au-delà de ses tolérances de conception déterminées selon les normes CSA Z662 ou CSA Z276 ou au-delà des limites d’exploitation imposées par la Régie.
Qu’est-ce qu’un incident? (Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les usines de traitement [« RUT »])
Pour sa part, le RUT définit un « incident » comme étant un fait qui produit ou pourrait produire un effet négatif important sur les biens, l’environnement ou la sécurité des personnes. Aux fins de signalement d’un incident, les événements compris dans la définition que donne le RUT comprennent notamment ceux qui suivent :
le décès d’une personne ou une blessure grave;
un effet négatif important sur l’environnement;
un incendie ou une explosion non intentionnels pouvant causer des dommages à des biens de la société, publics ou personnels;
un rejet d’hydrocarbures à BPV non confiné ou non intentionnel de plus de 1,5 m³
un rejet de gaz, d’hydrocarbures à HPV, de sulfure d’hydrogène ou d’autres gaz toxiques non intentionnel ou non contrôlé;
l’exploitation d’une usine au-delà de ses tolérances de conception ou au-delà des limites d’exploitation imposées par la Régie.
Les incidents et la Régie
Ce sont les sociétés qui signalent elles-mêmes les incidents, suivant une approche qu’on s’attend être fondée sur la prudence. C’est-à-dire que lorsqu’il y a hésitation quant à la nécessité de signaler un événement, il doit l’être. En d’autres termes, « dans le doute, on signale ». Cette façon de faire est remplies à la responsabilité qu’ont les sociétés réglementées par la Régie de prévoir, de prévenir, d’atténuer et de gérer les incidents, sans égard à leur ampleur ou à leur durée.
La Régie se penche sur tous les incidents signalés afin de voir si la société a pris les mesures correctives appropriées et aussi pour cerner d’éventuelles tendances. Un statut est attribué à chaque incident afin d’indiquer l’état actuel de l’examen de la Régie.
Statut de la Régie
Initialement soumis : La société a informé la Régie qu’un incident était survenu et a fourni les renseignements préliminaires sur celui-ci. Un examen a été entrepris.
Soumis : La société a fourni tous les renseignements exigés et la Régie examine ce qui s’est produit.
Fermé : La Régie a terminé l’examen de l’incident et a clos le dossier.
Un total de 244 incidents ont été signalés à l’égard du réseau de Pipeline Trans Mountain depuis 2008. De ces incidents, 17 ont entraîné le rejet d’un certain volume de produit. Le pétrole brut non sulfureux est la substance la plus couramment rejetée. Le tableau de bord ci-dessous renferme de plus amples renseignements sur ces incidents.
Dans le cadre de l’examen des incidents, la Régie classe ceux-ci en fonction des circonstances directement liées à leur origine (ce qui s’est produit) et de leurs causes sous-jacentes (pourquoi cela s’est produit). Sur ce réseau pipelinier, ce qui s’est produit le plus souvent, ce sont des erreur d’ exploitation et la question de facteurs humains qui expliquent le plus souvent pourquoi cela s’est produit. Jetez un coup d’œil à la section sur les tendances des incidents du tableau de bord ci-dessous pour obtenir des définitions et une explication de ce qui se produit et pourquoi.
Le tableau de bord ci-dessous ne montre que les incidents qui ont entraîné un déversement de produit à partir du pipeline, mais il y a d’autres types d’incidents importants qui peuvent ne pas y figurer. Parmi les incidents signalés pour le Pipeline Trans Mountain, 42 ont entraîné des effets environnementaux négatifs. Il y a eu 0 cas de blessures graves et 1 décès liés à des incidents. Cliquez sur le menu déroulant ci-dessous pour voir les définitions de ces types d’incidents.
Définitions des types d’incidents : un incident peut être associé à plusieurs types
Rejet d’une substance (figure dans le tableau de bord)- Tout rejet non intentionnel d’un produit. (Les rejets à basse pression de produits autres que du gaz d’un volume inférieur à 1,5 m³ n’ont pas à être signalés.)
Effets négatifs sur l’environnement - Lorsqu’il y a rejet d’une substance chimique à une concentration ou dans une quantité suffisante pour modifier l’environnement ambiant et mettre en danger la vie humaine, la faune ou la végétation (p. ex., glycol, carbonate de potassium, méthanol, mélange de méthanol provenant d’un essai hydrostatique, etc.).
Explosion - Une explosion non intentionnelle.
Décès - Le décès d’un employé, d’un entrepreneur ou d’un membre du public en rapport avec la construction, le fonctionnement, l’entretien ou la cessation d’exploitation d’un pipeline.
Incendie - Un incendie non intentionnel.
Exploitation au-delà des tolérances de conception- De telles situations comprennent notamment les suivantes :
cas de surpression – lorsque les pressions sont supérieures aux limites établies pour un fonctionnement sans danger de l’équipement.
vibration supérieure aux tolérances de conception;
mouvements du sol à l’origine d’un déplacement du pipeline plus grand que celui autorisé selon les limites de conception;
affleurement d’une conduite dans une rivière ou un ruisseau;
présence d’un produit inapproprié (p. ex., gaz acide au-delà des limites établies par les normes CSA).
L’exploitation au-delà des tolérances de conception est habituellement liée à une surpression causée par le produit dans la canalisation. Cependant, si cette dernière est soumise à une vibration excessive pour laquelle elle n’a pas été conçue, il pourrait s’agir là encore d’un type d’exploitation au-delà des tolérances de conception, qui n’inclut toutefois pas les chocs avec la conduite, les piqûres de corrosion, etc.
Blessure grave (Régie ou Bureau de la sécurité des transports)- Toute blessure grave causée à un employé, un entrepreneur ou un membre du public en rapport avec la construction, l’exploitation ou l’entretien d’un pipeline.
Tableau de bord: Pipeline Trans Mountain - Incidents entraînant un rejet de produit
Description : La carte ci-dessus montre l’emplacement des déversements de produit survenus sur le réseau pipelinier depuis 2008. Par défaut, les incidents sont affichés sous forme de bulles qui sont colorées en fonction de la substance rejetée. Les incidents sur la carte peuvent aussi être classés en fonction de l’état d’avancement de l’examen de la Régie, de l’année à laquelle l’incident a été signalé et de la province ou du territoire où l’incident s’est produit. Les bulles de la carte des incidents peuvent également indiquer le volume estimatif des déversements, les bulles plus grandes correspondant à des volumes plus élevés. Il est également possible de présenter les données sur les incidents au fil du temps sous forme de graphique à barres empilées. Pour ce faire, il suffit de cliquer sur le bouton Tendance des incidents situé au-dessus de la carte. Les barres empilées représentent le nombre d’incidents de déversement de produit par année, et les segments de couleur des barres correspondent aux divers produits déversés. Comme sur la carte, les incidents peuvent être reclassés en cliquant sur les boutons latéraux pour afficher la répartition des incidents selon le statut, ce qui s’est produit et pourquoi, et la province ou le territoire touché.
Avez-vous consulté la visualisation interactive des données sur les incidents de la Régie? Cet outil permet un examen détaillé des tendances relatives aux données sur les incidents de la Régie, et ce, pour les incidents liés à l’ensemble des sociétés réglementées par la Régie.
Activités d’exploitation et d’entretien
Mise à jour : mai 2025
Activités d’exploitation et d’entretien
Les sociétés d’oléoducs et de gazoducs mènent régulièrement des activités d’exploitation et d’entretien sur les pipelines réglementés par la Régie. Ces activités comprennent la réparation du pipeline, les fouilles exploratoires et d’intégrité, ainsi que de nombreuses autres activités. Elles favorisent la sécurité, la sûreté, la protection de l’environnement, l’efficience économique et le respect des droits des personnes susceptibles d’être touchées.
Les sociétés sont tenues de se conformer au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres et d’exploiter leurs installations en toute sécurité et de manière à protéger l’environnement. Les autorisations relatives aux pipelines permettent habituellement aux sociétés de construire et d’exploiter une installation, et elles ne sont pas tenues de demander des approbations supplémentaires pour entreprendre la plupart des activités d’exploitation et d’entretien. Dans certaines circonstances, les compagnies sont tenues de fournir au préalable à la Régie des renseignements suffisants pour qu’elle décide s’il y a lieu ou non d’inspecter des activités d’exploitation et d’entretien qui pourraient avoir des conséquences sur la sécurité des propriétaires fonciers ou du public ou sur l’environnement, ou des effets néfastes pour l’utilisation normale de l’emprise ou d’une propriété adjacente par une tierce partie.
Quelles sont les activités d’exploitation et d’entretien (activités admissibles)?
Les activités d’exploitation et d’entretien comprennent :
toutes les activités nécessaires à l’exploitation d’un pipeline existant en toute sécurité;
les activités d’entretien, les mises à niveau ou les travaux de réparation d’un pipeline ou d’une partie d’un pipeline existant qui n’augmentent pas la pression maximale d’exploitation (« PME ») autorisée, la contrainte ni le diamètre du pipeline;
le retrait physique d’une section de conduite existante d’au plus cinq kilomètres de longueur et son remplacement par une nouvelle section, à condition que celle-ci n’augmente pas la PME autorisée, la contrainte ou le diamètre du pipeline.
Quelles activités d’exploitation et d’entretien doivent être approuvées par la Régie (restrictions relatives aux activités admissibles)?
Quand une ou l’autre des conditions ci-après est présente, la compagnie doit, conformément à Loi sur la Régie canadienne de l’énergie (la « LRCE ») et à ses règlements d’application, présenter une demande d’autorisation à la Commission et ne peut pas mener l’activité proposée avant d’avoir obtenu l’autorisation de la Commission à cet effet. Les restrictions s’appliquent quand :
les travaux comprennent le soudage d’un pipeline en service par une compagnie pipelinière n’ayant pas déjà exécuté de tels travaux de soudage conformément aux exigences de l’article 7.17 « Soudage d’un pipeline en service » de la norme CSA Z662-15, ou l’article équivalent de la version la plus récente de la norme CSA Z662;
les travaux comprennent la construction d’une traverse aérienne, à l’exclusion des travaux sur des terrains appartenant à la compagnie ou loués par elle pour les installations (p. ex., terminaux, usines de traitement, stations de compression ou de pompage).
Quels types d’activités ne constituent pas des activités d’exploitation et d’entretien (activités non admissibles)?
Les activités d’exploitation et d’entretien ne comprennent pas :
les mises à niveau ayant pour effet d’accroître, à des niveaux supérieurs à ceux déjà approuvés et aux spécifications :
la PME;
la contrainte;
le diamètre du pipeline;
les émissions dans l’atmosphère ou les niveaux de bruit permanents;
les canalisations de doublement (c.-à-d. l’ajout d’une conduite parallèle, adjacente ou raccordée à un pipeline existant en vue d’en accroître la capacité);
la construction d’un nouveau pipeline;
la mise hors service (pour une période de plus de 12 mois), la remise en service (après qu’un pipeline a été mis hors service pour une période de plus de 12 mois), la désaffectation ou la cessation d’exploitation.
Le tableau de bord et les chiffres présentés ci-dessous ne comprennent que les activités d’exploitation et d’entretien réalisés à partir de 2015 qui doivent être signalées à la Régie. Consultez les Exigences et notes d’orientation relatives aux activités d’exploitation et d’entretien pour obtenir une liste des activités d’exploitation et d’entretien pour lesquelles une demande doit être présentée auprès de la Régie.
Depuis 2015, un total de 414 activités d’exploitation et d’entretien ont été signalées sur le Pipeline Trans Mountain. Lorsqu’il s’agit d’une fouille d’intégrité, il peut s’agir d’une mise à nu d’une zone du pipeline dans le cadre d’une ou de plusieurs évaluations de l’intégrité. Il y a eu 389 fouilles d’intégrité individuelles dans le cadre des activités d’exploitation et d’entretien déclarées.
Ces activités d’exploitation et d’entretien peuvent avoir lieu n’importe où le long de l’emprise pipelinière ou à proximité de celle-ci, y compris à proximité de zones peuplées. Au cours de la dernière année (2024), les activités d’exploitation et d’entretien ont le plus souvent eu lieu notamment près de Hope BC, de Abbotsford BC et de Chilliwack BC .
Il y a eu 15 activités d’exploitation et d’entretien pour lesquelles de nouveaux terrains temporaires ou permanents ont été requis et qui se trouvent dans l’habitat essentiel d’une espèce en voie de disparition ou menacée inscrite à l’annexe 1 de la Loi sur les espèces en péril fédérale. Lorsque cela se produit, la société peut être tenue de respecter d’autres obligations réglementaires en plus de celles de la LRCE, comme celles de la Loi sur la convention concernant les oiseaux migrateurs et de la Loi sur les espèces en péril.
Tableau de bord : Pipeline Trans Mountain - Activités d’exploitation et d’entretien par année
Description : Le diagramme à barres ci-dessus montre le nombre d’activités d’exploitation et d’entretien de 2015 à aujourd’hui, organisées en fonction de l’année de début de l’activité. Chaque barre tient compte de plusieurs paramètres, la vue par défaut indiquant la province ou le territoire où l’activité d’exploitation et d’entretien a eu lieu. Les boutons de navigation à droite du diagramme à barres permettent de voir le nombre d’activités d’exploitation et d’entretien par province ou territoire, si l’activité comprend une fouille d’intégrité, si des travaux dans un cours d’eau sont requis, s’il y a des poissons et s’il y a des espèces en péril sur les lieux.
Consultez les exigences et les notes d’orientation (lignes directrices sur l’exploitation et l’entretien) pour obtenir un complément d’information sur la façon dont ces événements sont réglementés afin de favoriser la sûreté, la sécurité, la protection de l’environnement, l’efficience économique et le respect des droits des personnes susceptibles d’être touchées.
Sites contaminés et assainissement
Mise à jour : mai 2025
Sites contaminés et assainissement
Dans le cadre de ses activités de protection de l’environnement, la Régie exige des sociétés qu’elles gèrent les contaminations et y remédient tout au long du cycle de vie des installations. Comme première étape, les sociétés réglementées sont tenues de signaler toute contamination à la Régie au moyen d’un avis de contamination en ligne.
Une fois l’avis déposé, les sociétés doivent démontrer qu’elles gèrent activement la contamination conformément au Guide sur le processus d’assainissement. Les progrès réalisés sur le site contaminé et l’état du processus d’assainissement sont présentés dans les mises à jour annuelles de la société.
La contamination par des tiers est une contamination sur un site qui ne provient pas des installations de la société ou qui ne s’étend pas à l’extérieur des installations de celle-ci ou des terrains qu’elle possède ou loue ou de l’emprise. Bien que la contamination par des tiers ne résulte pas des activités de la société, la Régie exige tout de même qu’elle soit signalée au moyen d’un avis de contamination.
Le tableau de bord ci-dessous renferme l’information contenue dans les avis de contamination et les mises à jour annuelles qui se trouvent dans REGDOCS. La Régie publie dans REGDOCS les avis de contamination qui lui ont été transmis depuis août 2018, moment à partir duquel elle a commencé à recueillir cette information de façon électronique, ainsi que les mises à jour annuelles jusqu’en 2021. Pour obtenir des renseignements sur les sites contaminés pour lesquels des avis de contamination ont été soumis avant août 2018, envoyez un courriel à remediation@cer-rec.gc.ca.
Il existe de nombreuses méthodes et approches différentes pour assainir un site contaminé. Ainsi, lorsqu’une société soumet à l’examen de la Régie un plan d’assainissement, elle doit inclure une analyse des options à l’appui de la méthode d’assainissement choisie, sélectionner les critères de remédiation appropriés et démontrer qu’elle a consulté les personnes susceptibles d’être touchées, entre autres exigences. Les analystes de la Régie examinent également les rapports de clôture soumis par la société une fois l’assainissement terminé pour s’assurer qu’il a été effectué correctement.
Depuis 2011, année où le premier Guide sur le processus d’assainissement a été publié, 120 sites contaminés ont été signalés sur le Pipeline Trans Mountain. De plus, 69 sites contaminés ont été signalés depuis août 2018, et l’information à leur sujet est présentée dans le tableau de bord ci-dessous.
Tableau de bord : Pipeline Trans Mountain - Sites contaminés (après le 15 août 2018)
Description : La carte ci-dessus montre l’emplacement approximatif des sites contaminés qui ont été signalés depuis août 2018. Par défaut, la carte montre les sites contaminés sous forme de bulles de couleur en fonction de l’année où l’avis de contamination a été soumis. Les sites contaminés sur la carte peuvent être reclassés en fonction de la province ou du territoire, de la présence à moins de 30 mètres d’un plan d’eau et de l’utilisation des terres à cet endroit. Il est également possible de présenter les sites contaminés et les incidents au fil du temps sous forme de graphique à barres empilées. Pour ce faire, il suffit de cliquer sur le bouton correspondant situé au-dessus de la carte. Les barres empilées indiquent le nombre de sites contaminés déclarés par année. Comme sur la carte, les sites contaminés peuvent être reclassés en cliquant sur les boutons latéraux pour afficher la répartition des sites contaminés selon le statut, les activités au moment de la découverte, le pipeline ou l’installation et le type de contaminant.
Signalement des contraventions au Règlement sur la prévention des dommages
Mise à jour : mai 2025
Signalement des contraventions au Règlement sur la prévention des dommages
La prévention des dommages est le point de rencontre entre les personnes et les pipelines. Elle consiste en une démarche proactive qui assure la sécurité des personnes, de l’environnement et des pipelines.
La Régie prend des mesures pour protéger la population et l’environnement. Parmi celles-ci, on trouve des exigences en matière de sécurité visant les activités qui se déroulent près des pipelines de son ressort. Les activités non autorisées menées près des pipelines sont dangereuses et illégales. Un pipeline heurté ou endommagé peut avoir des conséquences très graves.
Le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (« RPD ») stipule que les sociétés pipelinières doivent disposer de programmes de prévention des dommages et de sensibilisation du public qui fournissent de l’information aux personnes vivant et travaillant près de pipelines pour veiller à ce que les activités menées à proximité de pipelines se déroulent en toute sécurité. Le RPD exige aussi des personnes qui vivent et travaillent à proximité d’un pipeline qu’elles informent les sociétés pipelinières de leur intention de se livrer à des activités de construction (excavation, construction, conduite d’un véhicule sur une emprise) et qu’elles se conforment aux instructions fournies par ces sociétés.
La prévention des dommages est l’affaire de tous et toutes, et tout le monde doit faire sa part en matière de sécurité lors d’activités à proximité d’un pipeline.
Les sociétés pipelinières doivent rapporter immédiatement à la Régie toute activité qui se déroule près de leurs pipelines et qui ne respectent pas les règles et les exigences techniques énoncées dans le RPD. Ces infractions sont appelées « rapports de contravention ». La Régie fournit un ensemble de données sur le site du gouvernement ouvert, qui renferme des renseignements sur chaque contravention signalée. Vous trouverez ci-dessous des statistiques sommaires et un tableau de bord présentant ces données.
De 2020 à 2025, 169 contraventions ont été signalées pour le Pipeline Trans Mountain. De ce nombre, 123 concernaient un remuement du sol et 6 ont causé des dommages physiques au pipeline, comme des bosselures ou des rainures. Une infraction liée à un remuement du sol survient quand une personne mène des travaux d’excavation à plus de 30 cm de profondeur dans la zone réglementaire d’un pipeline sans avoir d’abord obtenu le consentement de la société pipelinière ou avoir présenté une demande de localisation. Ces événements peuvent être considérés comme des quasi-incidents qui auraient pu entraîner à un incident plus grave.
La Régie analyse tous les rapports de contravention qui lui sont transmis par les sociétés de son ressort et peut exiger que la société concernée prenne des mesures supplémentaires. De 2020 à 2025, de telles mesures ont été exigées dans 6 cas.
Tableau de bord : Pipeline Trans Mountain - Rapports de contravention au RPD (2020-2025)
Les Rapports de contravention au RPD peuvent avoir plusieurs valeurs Type d’événement. Les totaux des graphiques peuvent sembler plus élevés en raison d’une double comptabilisation.
Type d’événement
La conduite a-t-elle été endommagée?
Qui a découvert l’événement?
Méthode de découverte
Y a-t-il eu des contraventions au RPD près de chez moi?
Description : La carte ci-dessus montre les emplacements où des rapports de contravention au RPD ont été faits pour le réseau pipelinier au cours des cinq dernières années et plus. Par défaut, la carte présente les rapports sous forme de bulles de couleur variant selon que le pipeline a été endommagé ou non. Les rapports peuvent être reclassés en fonction d’un remuement du sol ou non, de l’année et de la source de la découverte de l’événement. Il est aussi possible de sélectionner les données des rapports de contravention pour produire un graphique à barres empilées des événements au fil du temps en cliquant sur le bouton « Tendances des rapports de contravention » qui se trouve au-dessus de la carte. Les barres empilées représentent le nombre de rapports de contravention par année, les couleurs des barres correspondant aux divers types d’événements. Comme sur la carte, les rapports de contravention au RPD peuvent être reclassés en cliquant sur les boutons latéraux pour ventiler les événements en fonction de dommages ou non au pipeline, de la source du rapport et de la méthode ayant donné lieu à la découverte.
La Régie s’assure que les pipelines des sociétés ne présentent pas de danger, en menant des inspections, des audits approfondis de la sécurité et d’autres activités. Même en prenant toutes ces précautions, il se peut que des urgences se produisent. De saines pratiques de gestion des urgences améliorent la sécurité du public, en plus de mieux protéger l’environnement et de permettre des interventions plus efficaces.
La Régie tient les sociétés qu’elle réglemente responsables de prévoir, de prévenir, d’atténuer et de gérer les urgences, peu importe leur ampleur et leur durée. Chacune doit disposer d’un programme de gestion des urgences qui comprend des manuels détaillés des mesures à prendre afin de bien orienter l’intervention selon la situation. La Régie surveille la teneur de ce programme à l’égard de tout projet d’une société réglementée tant et aussi longtemps qu’il est en exploitation.
Les sociétés sont obligées de publier sur leur site Web de l’information au sujet du programme et des manuels précités de manière que les Canadiens y aient accès.
Pour prendre connaissance du plan d’intervention d’urgence de Trans Mountain, rendez-vous sur leur site Web (en anglais).
