Pétrole brut et liquides – Débit des pipelines et capacité

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Ce rapport illustre l’utilisation* des principaux oléoducs du ressort de la Régie (qui peuvent transporter du pétrole brut, des liquides de gaz naturel* ou des produits pétroliers raffinés (« PPR »)*. Il est possible de comparer les données sur le débit et la capacité de différents pipelines ou points clés.*

Accessible dans le site Web du gouvernement ouvert, le rapport présente des données mensuelles sur les oléoducs soumises à la Régie par les sociétés pipelinières. Il s’agit de l’ensemble de données de la Régie qui est le plus souvent téléchargé.

Consultez les profils pipeliniers pour un complément d’information sur chaque pipeline.

Débit selon le produit
Sources des données et Description

Sources des données : L’ensemble de données de ce tableau de bord est accessible à partir du site Web du gouvernement ouvert (indicateur d’objet numérique https://open.canada.ca/data/fr/dataset/dc343c43-a592-4a27-8ee7-c77df56afb34).

Les données sur le débit et la capacité des sociétés du groupe 1* sont recueillies tous les trimestres par la Régie conformément à la rubrique BB du Guide de dépôt, section 2, Données sur le transport. Pour les trois premiers trimestres de l’année, les sociétés doivent déposer ces données dans les 45 jours suivant la fin de chacun. Les données sur l’exercice, elles, doivent être déposées dans les 60 jours suivant la fin du dernier trimestre. Dans le cas des oléoducs, les sociétés doivent fournir le débit mensuel des produits transportés aux points clés sur le réseau en mètres cubes de pétrole. Elles doivent aussi déclarer la capacité du réseau à chacun de ces points.

La rubrique BB vise la collecte de renseignements qui permettent à la Régie de surveiller le rendement financier d’un pipeline et les bases de calcul des droits, ainsi que les résultats de chaque société au fil du temps. Les parties intéressées, comme les expéditeurs, peuvent aussi consulter ces rapports, publiés sur le site Web de la Régie. De plus, l’ensemble de données est précieux pour surveiller l’évolution de la capacité pipelinière et celle des filières énergétiques du Canada (offre et demande de gaz naturel, de pétrole brut et d’autres hydrocarbures).

Des données sur les sociétés du groupe 2* sont recueillies par la Régie dans le cadre d’autres processus de conformité réglementaireNote de bas de page 1.

Voir la liste des sociétés pipelinières réglementées par la Régie.

Description : Ce tableau de bord illustre le débit par type de produit des principaux oléoducs du ressort de la Régie à certains points clés. Le type se rapporte au produit de base transporté et il peut par exemple s’agir de PPR ou de pétrole brut lourd, moyen ou léger (qui peut renfermer des liquides de gaz naturel).

Les tableaux de bord subséquents présentent des renseignements sur la capacité pipelinière.

Instructions pour le tableau de bord

Instructions pour le tableau de bord :

  • Des renseignements supplémentaires sur chaque point de données peuvent être obtenus par simple survol du curseur, ce qui permet également de faire apparaître un lien vers les profils pipeliniers.
  • Les données peuvent être filtrées par pipeline et point clé à l’aide des boutons de sélection du côté gauche.
  • L’unité de mesure peut alterner entre systèmes impérial (milliers de barils par jour) et métrique (milliers de mètres cubes par jour).
Principaux pipelines de pétrole brut à la sortie de l’Ouest canadien
Sources des données et Description

Sources des données : L’ensemble de données de ce tableau de bord est accessible à partir du site Web du gouvernement ouvert (indicateur d’objet numérique https://open.canada.ca/data/fr/dataset/dc343c43-a592-4a27-8ee7-c77df56afb34).

Les données sur le débit et la capacité des sociétés du groupe 1* sont recueillies tous les trimestres par la Régie conformément à la rubrique BB du Guide de dépôt, section 2, Données sur le transport. Pour les trois premiers trimestres de l’année, les sociétés doivent déposer ces données dans les 45 jours suivant la fin de chacun. Les données sur l’exercice, elles, doivent être déposées dans les 60 jours suivant la fin du dernier trimestre. Dans le cas des oléoducs, les sociétés doivent fournir le débit mensuel des produits transportés aux points clés sur le réseau en mètres cubes de pétrole. Elles doivent aussi déclarer la capacité du réseau à chacun de ces points.

La rubrique BB vise la collecte de renseignements qui permettent à la Régie de surveiller le rendement financier d’un pipeline et les bases de calcul des droits, ainsi que les résultats de chaque société au fil du temps. Les parties intéressées, comme les expéditeurs, peuvent aussi consulter ces rapports, publiés sur le site Web de la Régie. De plus, l’ensemble de données est précieux pour surveiller l’évolution de la capacité pipelinière et celle des filières énergétiques du Canada (offre et demande de gaz naturel, de pétrole brut et d’autres hydrocarbures).

Des données sur les sociétés du groupe 2* sont recueillies par la Régie dans le cadre d’autres processus de conformité réglementaireNote de bas de page 2.

Voir la liste des sociétés pipelinières réglementées par la Régie.

Description : Du côté gauche du tableau de bord, un graphique circulaire illustre le débit annuel moyen dans le BSOC de la canalisation principale au Canada d’Enbridge (à la sortie de Gretna), du pipeline Keystone et de celui de Trans Mountain.

Du côté droit sont superposés trois graphiques qui montrent le débit et la capacité des trois conduites précitées. Pour un complément d’information, voir l’encadré « Capacité pipelinière » plus loin.

Ce qu’il faut savoir

Ce qu’il faut savoir :

  • La canalisation principale au Canada d’Enbridge (à la sortie de Gretna) et les pipelines Keystone et de Trans Mountain ainsi que le pipeline ExpressNote de bas de page 3 sont les quatre principaux oléoducs qui transportent du pétrole hors du BSOC. Ensemble, ils représentent 96 % de toute la capacité d’acheminement de pétrole brut depuis le bassinNote de bas de page 4.
  • Ces dernières années, les expéditeurs ont utilisé une grande partie de la capacité disponible des quatre conduites précitées. Par conséquent, de la capacité pipelinière à la sortie du BSOC est ajoutée comme en font foi les exemples qui suivent.
    • Sur le réseau principal d’Enbridge, le programme de remplacement de la canalisation 3 a permis d’accroître la capacité de 370 milliers de barils par jour. La partie en sol canadien du programme de remplacement a été mise en service en décembre 2019Note de bas de page 5 alors que celle du côté américain l’a été en octobre 2021, chacune ajoutant de la capacité au réseau.
    • Le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, actuellement en construction, ferait passer la capacité de transport de cette société d’environ 300 à quelque 890 milliers de barils par jourNote de bas de page 6.
Instructions pour le tableau de bord

Instructions pour le tableau de bord :

  • Des renseignements supplémentaires sur chaque point de données peuvent être obtenus par simple survol du curseur, ce qui permet également de faire apparaître un lien vers les profils pipeliniers.
  • L’unité de mesure peut alterner entre systèmes impérial (milliers de barils par jour) et métrique (milliers de mètres cubes par jour).
  • L’axe vertical peut montrer des quantités uniformes ou indépendantes.
    • Quand une valeur maximale uniforme est choisie pour les trois graphiques, cela facilite la comparaison visuelle des volumes des trois pipelines les uns par rapport aux autres. On voit ainsi que le débit et le volume du réseau principal d’Enbridge (à la sortie de Gretna) sont beaucoup plus élevés que ceux des pipelines Keystone ou de Trans Mountain.
    • L’autre option définit des quantités maximales propres à chacun des trois graphiques, en fonction de la capacité maximale de chacun, ce qui permet de bien faire ressortir les tendances mensuelles.
Principaux pipelines de liquides qui aboutissent dans l’Est du Canada
Sources des données et Description

Sources des données : L’ensemble de données de ce tableau de bord est accessible à partir du site Web du gouvernement ouvert (indicateur d’objet numérique https://open.canada.ca/data/fr/dataset/dc343c43-a592-4a27-8ee7-c77df56afb34).

Les données sur le débit et la capacité des sociétés du groupe 1* sont recueillies tous les trimestres par la Régie conformément à la rubrique BB du Guide de dépôt, section 2, Données sur le transport. Pour les trois premiers trimestres de l’année, les sociétés doivent déposer ces données dans les 45 jours suivant la fin de chacun. Les données sur l’exercice, elles, doivent être déposées dans les 60 jours suivant la fin du dernier trimestre. Dans le cas des oléoducs, les sociétés doivent fournir le débit mensuel des produits transportés aux points clés sur le réseau en mètres cubes de pétrole. Elles doivent aussi déclarer la capacité du réseau à chacun de ces points.

La rubrique BB vise la collecte de renseignements qui permettent à la Régie de surveiller le rendement financier d’un pipeline et les bases de calcul des droits, ainsi que les résultats de chaque société au fil du temps. Les parties intéressées, comme les expéditeurs, peuvent aussi consulter ces rapports, publiés sur le site Web de la Régie. De plus, l’ensemble de données est précieux pour surveiller l’évolution de la capacité pipelinière et celle des filières énergétiques du Canada (offre et demande de gaz naturel, de pétrole brut et d’autres hydrocarbures).

Des données sur les sociétés du groupe 2* sont recueillies par la Régie dans le cadre d’autres processus de conformité réglementaireNote de bas de page 7.

Voir la liste des sociétés pipelinières réglementées par la Régie.

Description : Ce tableau de bord illustre le débit et la capacité des principaux oléoducs dans l’Est du CanadaNote de bas de page 8. Pour un complément d’information, voir l’encadré « Capacité pipelinière » plus loin.

Ce qu’il faut savoir

Ce qu’il faut savoir :

  • L’Ontario et le Québec étant les provinces les plus peuplées du Canada, la demande de PPR compte parmi les plus élevées au pays. Ces provinces ne produisent pas de pétrole brut, ce qui signifie que celui-ci et certains PPR doivent y être acheminés par pipeline, chemin de fer et navire. Les provinces sont reliées par plusieurs pipelines qui transportent de ces produits.
  • Une partie du réseau principal d’Enbridge traverse Sarnia, en Ontario. Le pétrole brut qui y est acheminé jusqu’aux raffineries* de la province provient de l’Ouest canadien et des États-Unis. Dans cette ville le réseau se raccorde en outre à la canalisation 9 de la société, qui lui achemine également du brut jusqu’aux raffineries de l’Ontario mais aussi du Québec.
  • Pipe-lines Montréal fait partie d’un réseau pipelinier qui transporte du pétrole brut du Maine, aux États-Unis, en vue de desservir la raffinerie de Suncor au Québec. Les taux d’utilisation de Pipe-lines Montréal sont très bas depuis la fin de 2015, alors que les raffineries du Québec ont commencé à s’approvisionner davantage en brut à partir de la canalisation 9, dont le débit venait d’être inversé.
  • Le pipeline de Trans-Nord est bidirectionnel, ce qui lui permet de faire la navette entre l’Ontario et le Québec. Les PPR sont transportés jusqu’à Toronto, vers l’ouest à partir de Montréal ou vers l’est à partir d’une raffinerie située à Nanticoke, en Ontario. Il existe d’autres points de livraison des deux côtés, notamment Dorval, au Québec et Oakville, Ottawa et Kingston, en Ontario.
Instructions pour le tableau de bord

Instructions pour le tableau de bord :

  • Des renseignements supplémentaires sur chaque point de données peuvent être obtenus par simple survol du curseur, ce qui permet également de faire apparaître un lien vers les profils pipeliniers.
  • Les données peuvent être filtrées par pipeline à l’aide des boutons de sélection du côté gauche.
  • L’unité de mesure peut alterner entre systèmes impérial (milliers de barils par jour) et métrique (milliers de mètres cubes par jour).
Pipelines d’importation de liquides de gaz naturel
Sources des données et Description

Sources des données : L’ensemble de données de ce tableau de bord est accessible à partir du site Web du gouvernement ouvert (indicateur d’objet numérique https://open.canada.ca/data/fr/dataset/dc343c43-a592-4a27-8ee7-c77df56afb34).

Les données sur le débit et la capacité des sociétés du groupe 1* sont recueillies tous les trimestres par la Régie conformément à la rubrique BB du Guide de dépôt, section 2, Données sur le transport. Pour les trois premiers trimestres de l’année, les sociétés doivent déposer ces données dans les 45 jours suivant la fin de chacun. Les données sur l’exercice, elles, doivent être déposées dans les 60 jours suivant la fin du dernier trimestre. Dans le cas des oléoducs, les sociétés doivent fournir le débit mensuel des produits transportés aux points clés sur le réseau en mètres cubes de pétrole. Elles doivent aussi déclarer la capacité du réseau à chacun de ces points.

La rubrique BB vise la collecte de renseignements qui permettent à la Régie de surveiller le rendement financier d’un pipeline et les bases de calcul des droits, ainsi que les résultats de chaque société au fil du temps. Les parties intéressées, comme les expéditeurs, peuvent aussi consulter ces rapports, publiés sur le site Web de la Régie. De plus, l’ensemble de données est précieux pour surveiller l’évolution de la capacité pipelinière et celle des filières énergétiques du Canada (offre et demande de gaz naturel, de pétrole brut et d’autres hydrocarbures).

Des données sur les sociétés du groupe 2* sont recueillies par la Régie dans le cadre d’autres processus de conformité réglementaireNote de bas de page 9.

Voir la liste des sociétés pipelinières réglementées par la Régie.

Description : Ce tableau de bord montre le débit et la capacité des deux principaux pipelines d’importation de condensats* dans l’Ouest canadien, soit Southern Lights et Cochin. Pour un complément d’information, voir l’encadré « Capacité pipelinière » plus loin.

Description : Ce tableau de bord montre le débit et la capacité des deux principaux pipelines d’importation de condensats* dans l’Ouest canadien, soit Southern Lights et Cochin. Pour un complément d’information, voir l’encadré « Capacité pipelinière » plus loin.

Ce qu’il faut savoir

Ce qu’il faut savoir :

  • Les pipelines Southern Lights et Cochin acheminent des condensats à partir des États-Unis qui seront utilisés comme diluants* pour la production ou le transport de pétrole brut.
Instructions pour le tableau de bord

Instructions pour le tableau de bord :

  • Des renseignements supplémentaires sur chaque point de données peuvent être obtenus par simple survol du curseur, ce qui permet également de faire apparaître un lien vers les profils pipeliniers.
  • L’unité de mesure peut alterner entre systèmes impérial (milliers de barils par jour) et métrique (milliers de mètres cubes par jour).

Capacité pipelinière

La « capacité » désigne la quantité maximale de produit qui peut être transportée par le pipeline. Elle peut être estimée de différentes façons, en fonction d’hypothèses quant aux conditions d’exploitation et à la période visée. Deux types courants sont la capacité nominale et celle disponible.

La capacité nominale correspond au volume prévu en fonction des conditions d’exploitation présumées. La capacité disponible, elle, correspond à la quantité réelle de produit qui peut être transportée dans un pipeline à un moment donné, selon les conditions d’exploitation qui prévalent à ce moment-là. Elle est généralement différente de la nominale et peut varier d’un mois à l’autre. Cette différence peut notamment être attribuable au sens ou à la durée d’écoulement, à la température extérieure, à celle du produit, à la compression du pipeline ou à la capacité de pompage disponible, à la saison, aux types de produits transportés, aux interruptions imprévues, aux contraintes en aval ou aux travaux d’entretien et aux autres types de restrictions exercées sur la pression.

En général, les capacités indiquées dans les tableaux de bord présentés ici sont soit les nominales, soit celles que l’exploitant entrevoyait comme disponibles au début de la période de rapport. Il se peut que la capacité disponible réelle ait été supérieure ou inférieure à ces estimations pour nombre de raisons associées aux facteurs énumérés plus haut. Lorsque la capacité disponible réelle est supérieure à l’estimation de l’exploitant, les débits peuvent dépasser les chiffres présentés dans les graphiques. Si cette capacité est inférieure à l’estimation, les débits peuvent alors se retrouver bien en-deçà des chiffres avancés. Cela signifie que les taux d’utilisation indiqués dans les graphiques ne devraient pas nécessairement servir à tirer des conclusions quant à la capacité de réserve potentielle. Par souci de clarté, le débit pipelinier sera toujours inférieur ou égal à la capacité choisie par les exploitants.

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Veuillez faire parvenir vos commentaires ou questions à l’adresse : info.pipeline@rec-cer.gc.ca.

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