Grandes lignes - Documents préparatoires à la comparution de la Régie de l’énergie du Canada devant le Comité permanent des ressources naturelles de la Chambre des communes

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Aperçu du processus d’examen

• Le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain a été présenté à l’Office national de l’énergie en décembre 2013 et a été approuvé une première fois par le gouverneur en conseil vers la fin de 2016.

Décision de la Cour d’appel fédérale

• Le 30 août 2018, la Cour d’appel fédérale a rendu une décision qui a eu comme effet d’annuler le décret du gouverneur en conseil approuvant le projet et d’invalider le certificat délivré par l’Office relativement au projet.^{Footnote 1} Peu de temps après, l’Office a annulé toutes les audiences sur le tracé détaillé et a informé Trans Mountain qu’il attendait d’elle qu’elle mette fin à tous ses travaux de construction de telle manière que les effets environnementaux seraient alors réduits au minimum.

Rapport de réexamen

• En février 2019, l’Office a remis son rapport de réexamen au gouvernement dans lequel il recommandait en gros que le projet soit approuvé, sous réserve de certaines conditions, car il était dans l’intérêt public.
• L’Office a imposé 156 conditions et a formulé 16 nouvelles recommandations sur des aspects débordant son propre mandat de réglementation mais relevant de la compétence du gouvernement du Canada.
• En juin 2019, après examen du rapport de réexamen ainsi que de celui sur les consultations et les accommodements de la Couronne, le gouverneur en conseil a approuvé le projet, sous réserve de 156 conditions.
• Le projet est ainsi assujetti à 156 conditions qui ont trait, entre autres, à la protection de l’environnement, à l’intégrité du pipeline et des installations, à la sécurité, aux relations avec les Autochtones, aux questions socioéconomiques, à la gestion des situations d’urgence, à l’hébergement des travailleurs et aux garanties financières.
• Le 19 juillet 2019, l’Office a statué sur la façon dont les processus de réglementation relatifs au projet devaient reprendre, notamment à l’égard du tracé détaillé et de la conformité aux conditions. • La construction, qui a été interrompue en septembre 2018, a repris en juillet 2019.

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Faits saillants

• La canalisation 1 a été construite en 1953. Une demande d’agrandissement de la canalisation 2 a été présentée en décembre 2013 en vue d’en faire passer la capacité de 300 000 barils par jour (« b/j ») à 890 000 b/j.
• Le projet prévoit la pose de 7 tronçons pipeliniers sur une distance totale de 983 kilomètres (« km »), 4 agrandissements de terminal, le forage d’un tunnel au mont Burnaby et 12 stations de pompage
• Trois points au sujet des 156 conditions imposées :
  • À ce jour, on juge que 133 ont fait l’objet d’une évaluation partielle ou complète.
  • Toutes les conditions préalables à la mise en service ont été remplies.
  • Il reste 27 conditions à évaluer en tout ou en partie qui nécessitent encore le dépôt de certains documents.
• Quelque 130 demandes de modification et d’exemption sont en rapport avec le respect des conditions imposées.
• À ce jour, 180 activités de vérification de la conformité (inspections) ont été menées, dont 142 avec des surveillants autochtones
• Des surveillants autochtones ont également pris part aux 20 exercices de gestion des urgences qui ont eu lieu.
• Plus de 36 900 personnes ont travaillé au projet, y consacrant plus de 100 millions d’heures.
• Les pipelines ainsi installés ont franchi 1 643 cours d’eau, 199 routes et 50 voies ferrées.
• Du dynamitage de nivelage le long du tracé a produit 584 495 mètres cubes de roches.
• Sur une distance de 101 km le projet traverse des zones urbaines.
• En tout, 1,56 million d’amphibiens ont été recueillis et déplacés.
• Plus de 255 000 artéfacts ont été récupérés.

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – État actuel du projet

• La Régie de l’énergie du Canada a autorisé l’exploitation du pipeline pour l’intégrité du projet le 30 avril 2024 en vue du transport de pétrole brut de son terminal à Edmonton, situé plus précisément dans le comté de Strathcona, en Alberta, jusqu’à son terminal maritime Westridge, à Burnaby, en Colombie-Britannique, dans l’Ouest canadien.

Remplissage de la canalisation et début de l’exploitation

• Toutes les conditions préalables à la mise en service ont été remplies.
• Il a fallu 23 jours pour remplir la canalisation, opération qui s’est déroulée du 16 avril au 9 mai 2024.
• Un volume de 4 002 000 barils (636 00 m3) a abouti au terminal Burnaby.
• La canalisation 2 est entrée en service commercial le 1er mai 2024. Les navires-citernes ont commencé à s’approvisionner au terminal Westridge à la fin de mai (le premier accostage a eu lieu du 20 au 22 mai et le second du 22 au 24).

Autorisation de mise en service

• Avant qu’un pipeline puisse être mis en service, la société doit présenter une demande à cette fin.
• Dans une demande d’autorisation de mise en service, la société doit démontrer que le tronçon du pipeline visé peut être exploité en toute sécurité.
• Les demandes d’autorisation de mise en service sont complexes et exigent des sociétés qu’elles présentent des renseignements techniques détaillés, sur les résultats des essais hydrostatiques et l’intégrité du pipeline.
• Trans Mountain a présenté 42 demandes d’autorisation de mise en service, énumérées sur le site Web de la Régie en précisant où elles en sont.
• La plus récente approbation de demande d’autorisation de mise en service pour le pipeline remonte au 30 avril 2024. Les réservoirs 96 et 98 au terminal Burnaby demeurent les seules installations nécessitant encore une telle autorisation.

Droits et tarifs

• La Commission de la Régie de l’énergie du Canada a approuvé les tout premiers droits provisoires s’appliquant au réseau pipelinier agrandi de Trans Mountain en novembre 2023. Cette décision a permis à la société d’exiger de nouveaux droits pour les services de transport par pipeline dès que le réseau agrandi est entré en exploitation en mai 2024, mais ces droits peuvent être rajustés.
• La prochaine étape du processus est l’audience sur les derniers droits provisoires qui se poursuivra tout au long de 2024 jusqu’en 2025 et qui comprendra un examen détaillé des coûts du projet. Une fois ceux-ci établis suivra une décision sur les droits définitifs.
• L’audience sur les droits en est à l’étape où la Commission et les intervenants demandent à Trans Mountain de fournir d’autres renseignements en complément de la preuve déposée par la société.
• Les principales étapes à venir sont actuellement les suivantes :
  • preuve des intervenants et lettres de commentaires – décembre 2024
  • contre-preuve de Trans Mountain – avril 2025
  • début du contre-interrogatoire oral – mai 2025^Footnote 2

Demandes d’audience sur l’indemnisation

• À ce jour, la Régie a reçu 17 demandes d’audience sur l’indemnisation à l’égard du projet, qui ont pour la plupart été retirées ou suspendues en raison de négociations entre les parties.
• Les demandes portent principalement sur l’indemnisation pour l’acquisition ou la location de terrains et les dommages causés par les travaux de construction.

Activités de surveillance de la Régie en 2024-2025

• D’ultimes travaux de nettoyage ou de remise en état des terrains restent à faire le long de certaines parties du pipeline en Colombie-Britannique et les activités de vérification de la conformité à cet égard se poursuivront en 2024-2025.
• Trans Mountain doit effectuer cinq exercices d’intervention d’urgence dans les cinq ans suivant la mise en service.
• Des rapports de surveillance post-construction seront à compter de janvier et s’étaleront sur plusieurs années.

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Achat / Vente au Canada

• La Régie de l’énergie du Canada n’a joué aucun rôle dans les décisions du gouvernement d’acheter le réseau pipelinier de Trans Mountain, pas plus que l’Office national de l’énergie, son prédécesseur.
• L’examen du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain mené par l’Office a permis d’en évaluer la faisabilité économique avant de conclure qu’il était dans l’intérêt public. Aucune nouvelle analyse économique n’a été effectuée par l’organisme relativement à la décision du gouvernement d’acheter Trans Mountain.

Achat par le gouvernement du Canada

• Le 29 mai 2018, le gouvernement du Canada et Kinder Morgan ont annoncé qu’ils avaient conclu une entente, d’une valeur de 4,5 milliards de dollars canadiens, en vue de l’acquisition du réseau pipelinier de Trans Mountain et du projet d’agrandissement de la société.
  • L’entente prévoyait que le gouvernement du Canada achète, moyennant une somme de 4,5 milliards de dollars canadiens, les actions et les parts de toutes les entités propriétaires ou exploitantes du réseau pipelinier de Trans Mountain, de même que de la société qui a obtenu l’autorisation de l’Office de construire et d’exploiter le projet d’agrandissement.
• Le 30 août 2018, les actionnaires de Kinder Morgan Canada ont voté en faveur de l’entente. • La Loi sur la Régie canadienne de l’énergie (« LRCE ») exige que les sociétés présentent une demande d’approbation pour vendre ou acheter des actifs pipeliniers.
  • C’est ainsi qu’en présence d’un nouvel exploitant, celui-ci doit démontrer à la Régie qu’il peut s’acquitter de ses tâches en toute sécurité et qu’il a mis en place des systèmes de gestion pour satisfaire aux exigences réglementaires de l’organisme visant le pipeline.
• Lorsque le gouvernement du Canada a fait l’acquisition de Trans Mountain, l’opération visait exclusivement les actions de la société, ce qui fait que l’exploitant du pipeline n’a pas changé. Trans Mountain Pipeline ULC a continué de posséder et d’exploiter le pipeline, mais le propriétaire de Trans Mountain Pipeline ULC, lui, a changé. Par conséquent, la Régie n’a pas eu besoin d’examiner un nouvel ensemble de systèmes de gestion et aucune approbation de la Régie n’était requise pour autoriser l’opération envisagée.
• Toutefois, la Régie a dû réévaluer les ressources financières de Trans Mountain compte tenu du changement de société mère.
  • La LRCE oblige Trans Mountain Pipeline ULC, en sa qualité de société exploitant un grand oléoduc, à disposer de ressources financières d’un milliard de dollars canadiens. Cela n’a pas changé après l’acquisition (sauf que le montant est passé à 1,1 milliard de dollars après la mise en service du projet conformément à la condition 121 du certificat délivré au préalable).
  • Le 8 août 2019, compte tenu de l’entente intervenue, Trans Mountain a présenté une demande pour remplacer son plan relatif aux exigences en matière de ressources financières. Pour s’acquitter de son obligation à hauteur de 1 milliard de dollars, la société a proposé une assurance de 500 millions de dollars et une garantie de marge de crédit d’un même montant de Canada TMP Finance Ltd. (une société d’État fédérale détenue en propriété exclusive par la Corporation de développement des investissements du Canada).
  • Après avoir sollicité les commentaires du public, l’Office a approuvé le nouveau plan relatif aux exigences en matière de ressources financières le 20 mars 2019.

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Vente éventuelle et rôle de la Régie

• Selon la nature de la vente éventuelle de Trans Mountain, l’approbation de la Régie pourrait ou non être requise.
• L’autorisation de la Commission est requise aux termes de l’article 181 de la LRCE si une société a l’intention de vendre, d’acheter, de céder, de donner ou de prendre à bail des installations et des actifs pipeliniers réglementés par la Régie.
• Le nouvel exploitant doit alors démontrer à la Régie qu’il peut s’acquitter de ses tâches en toute sécurité et qu’il a mis en place des systèmes de gestion pour satisfaire aux exigences réglementaires de l’organisme visant le pipeline.
• En outre, le nouvel exploitant doit démontrer qu’il dispose de plans pour financer la cessation d’exploitation des pipelines et des ressources financières voulues à cette fin.
• Si seuls des titres étaient cédés alors que l’exploitant demeurerait inchangé, l’approbation de la Régie ne pourrait viser que tout changement au plan relatif aux ressources financières de la société, comme ce fut le cas avec le transfert de Kinder Morgan au gouvernement du Canada.
• Évaluation/Prix de vente
  • Dans le cours normal des affaires, sociétés et actifs ont tendance à se vendre à un prix tenant compte des bénéfices élevés à une puissance quelconque.
  • Dans ces circonstances il est clair que les revenus futurs de Trans Mountain, donc ses bénéfices, seront touchés par la décision de la Commission sur les droits. qui a ainsi l’obligation de s’assurer que ceux-ci sont justes et raisonnables sans distinction injuste. C’est là où la Commission en est actuellement.

Responsabilités de la Régie en matière de surveillance réglementaire

• En tant qu’organisme de réglementation indépendant, la Régie traite tous les projets et promoteurs de la même façon, sociétés publiques ou d’État confondues.
• Le propriétaire doit se conformer à toutes les exigences réglementaires de la Régie et aux conditions du certificat délivré à Trans Mountain (à moins qu’il ne demande la modification de ces conditions).

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Éléments uniques

• Compte tenu de la nature complexe du projet et du milieu naturel où il est aménagé, il doit s’ensuivre une planification tout aussi complexe de la part de la société.

Construction

• La Régie est consciente qu’un certain nombre d’éléments uniques ont contribué aux retards de construction. Les renseignements qui suivent sont de nature générale. Une audience sur les droits exigibles par Trans Mountain se déroule actuellement devant la Commission de la Régie de l’énergie du Canada. L’une des questions à trancher est de savoir si un large éventail des coûts de construction engagés étaient raisonnables et nécessaires. Aucune conclusion n’a encore été tirée à ce sujet.
• Pour assurer de son côté la surveillance du projet, la direction de la société a dû planifier et présenter comme il se devait diverses demandes ou requêtes tout au long des travaux (p. ex., modifications à la conception et au tracé). Il s’agissait alors de préserver les droits des peuples autochtones et des propriétaires fonciers touchés, en plus d’assurer sans fléchir la protection de l’environnement et la sécurité des personnes.
• Les documents déposés par Trans Mountain dans le cadre de l’audience sur les droits en cours devant la Commission indiquent notamment que la construction a été touchée de façon intermittente par des facteurs externes.
  • Deux saisons de feux de forêt qui ont freiné les travaux dans les zones touchées.
  • Des inondations majeures en Colombie-Britannique, attribuables à une rivière atmosphérique en novembre 2021, ont touché l’emprise où des travaux étaient effectués, en plus de limiter l’accès des travailleurs aux aires de travail et de compliquer leurs déplacements à destination ou en provenance de ces mêmes aires, nécessitant bien souvent le rétablissement des chemins devant ainsi être empruntés.
  • La pandémie de COVID-19, qui a entraîné l’arrêt ou le ralentissement de la plupart des activités de l’industrie au Canada, notamment pour l’une ou l’autre des raisons suivantes :
    • contraintes liées à l’exécution des travaux de construction (nombre de travailleurs ayant accès simultanément aux aires de travail, moyens de transport de ceux-ci insuffisants, etc.);
    • changements apportés aux marches à suivre et rapports à produire (heures de travail perdues en raison d’une maladie et rapports de santé provinciaux ou fédéraux);
    • difficultés d’approvisionnement (interruptions et achat d’équipement de protection individuelle nouveau ou non prévu, comme des masques ou du matériel de désinfection supplémentaire).
  • Certaines exigences légales et réglementaires dépassaient ce que Trans Mountain avait supposé lors de ses calculs estimatifs préliminaires (le temps prévu pour les audiences sur le tracé détaillé et les demandes de droit d’accès ou d’autorisation de mise en service n’avaient pas été pris en compte dans la demande présentée en 2013).
  • Les coûts des mesure d’adaptation ou de protection des droits ancestraux et du patrimoine archéologique des nations autochtones ont été beaucoup plus élevés que prévu.
• Ces renseignements généraux de Trans Mountain sont fournis pour répondre à des possibles questions du Comité. La mesure dans laquelle ces facteurs et d’autres ont contribué au dépassement des coûts n’a pas encore été déterminée. Une audience est en cours devant la Commission, qui tranchera ainsi la question de savoir si certains des frais engagés étaient raisonnables et nécessaires. Aucune conclusion à ce sujet n’a encore été tirée.

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Exigences réglementaires et échéancier

Exigences réglementaires

• Les Canadiens entendent surtout parler de l’intervention de la Régie de l’énergie du Canada au début des projets, mais l’organisme réglemente les infrastructures énergétiques de compétence fédérale tout au long de leur cycle de vie.
• Les décisions rendues à l’égard d’un projet ne signifient nullement que la Régie disparaît alors du décor.
• Inspections et audits sont menés pendant la construction des projets approuvés, puis leur exploitation.
• Lorsqu’un pipeline atteint la fin de sa vie utile, la Régie s’assure que les travaux de cessation d’exploitation sont effectués de façon sûre et responsable sur le plan environnemental.
• En d’autres termes, la Régie réglemente les projets du début à la fin et ce travail peut s’étaler sur plusieurs décennies. Les sociétés sont ainsi tenues responsables des pipelines qu’elles exploitent pendant tout leur cycle de vie.

Conformité aux conditions

• Le degré de surveillance réglementaire est proportionnel à la complexité et à l’ampleur d’un projet. Donc, ceux de plus grande envergure ou à facettes multiples font l’objet de toute la surveillance voulue et sont à l’origine des directives requises en vue du respect des conditions fixées.
• La Régie utilise les outils d’application de la loi nécessaires pour s’assurer que les sociétés respectent ses règlements et que les travailleurs sont en sécurité.
• Cette question de la sécurité, notamment celle de l’ensemble des travailleurs et entrepreneurs sur les chantiers, est une priorité absolue.
• La Régie applique avec confiance des normes de sécurité et environnementales comptant parmi les plus strictes au monde.
• Pendant le cycle de vie d’un projet, le respect des conditions établies par la Régie est essentiel. Si elle relève un problème en cours de vérification de la conformité, cela peut avoir une incidence sur le projet, y compris sur son calendrier de construction.

Délais

• Selon la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie (« LRCE »), toutes les demandes et instances dont la Commission de la Régie de l’énergie du Canada est saisie doivent être traitées à l’intérieur d’un délai précis, aussi rapidement que le permettent les circonstances et les principes d’équité procédurale ou de justice naturelle.
• Le délai imparti ne doit pas dépasser le nombre de jours prévu dans la loi à partir de la date à laquelle la société a fourni une demande jugée complète par la Commission, qui doit alors évaluer le projet et formuler une recommandation ou rendre une décision en s’y conformant.
• Le commissaire en chef fixera les délais pour certains types de demandes et veillera à ce qu’ils soient respectés.
• La Régie s’est toujours efforcée d’être efficace dans ses processus d’audience et de traitement des demandes. Les délais impartis permettent de maintenir cette efficacité en plus d’accroître la certitude et la prévisibilité pour toutes les parties concernées.
• L’engagement à mener des processus justes et efficaces, notamment en respectant les délais impartis, n’a pas changé depuis la création de la Régie et ne changera pas non plus.
• Les demandes sont classées selon que le projet est de faible, moyenne ou grande envergure, alors que les délais de traitement prévus dans la LRCE varient en fonction de la complexité, des renseignements qui pourraient être requis et du degré d’intérêt attendu de la part de tiers.
  • Les projets de faible envergure (moins de 40 kilomètres (« km ») de nouvelle emprise) sont évalués dans un délai de 10 mois.
  • Les projets de moyenne envergure (plus de 40 km, mais moins de 75 km de nouvelle emprise) sont évalués dans un délai de 15 mois.
  • Les projets de grande envergure (75 km ou plus de nouvelle emprise) seront évalués sur une période de 10 à 20 mois.
  • Les projets de grande envergure donneront lieu à un examen intégré qui sera dirigé par la nouvelle Agence d’évaluation d’impact avec le concours de la Régie.
• Les conseils d’expert de la Commission sur la conception, la construction et l’exploitation sécuritaires des pipelines, ainsi que son analyse exhaustive d’un projet, quel qu’il soit, iront dans le sens de ses recommandations quand il s’agit de déterminer s’il est ou non dans l’intérêt public.
• Le rapport de la Régie sur un projet donné comprendra des conditions à assortir à tout certificat devant être délivré. Le Cabinet peut refuser l’approbation ou le rejet d’un projet, sinon ajouter des conditions ou réviser celles prévues par la Commission, mais c’est la Régie qui rend la décision finale quant à la recommandation devant être faite.
• Celle-ci est alors publiée et transmise au gouverneur en conseil pour décision finale.

Renseignements propres au projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Exigences réglementaires et échéancier

• La demande visant le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain a été évaluée en vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie, qui prévoit un délai de 18 mois en vue de l’examen de la plupart des demandes. Cette période était ramenée à 15 mois entre la date à laquelle l’Office national de l’énergie avait déterminé qu’une demande était complète et la conclusion de l’évaluation afin de rendre une décision ou de présenter une recommandation au gouverneur en conseil.
• Le processus mené par l’Office a été interrompu après que Trans Mountain a modifié le tracé du projet afin de le faire passer par le mont Burnaby. La société a alors dû verser au dossier public les études relatives au nouveau tracé.
• Le projet a d’abord été présenté à l’Office en 2013, puis approuvé en 2016. Il a fait l’objet d’une contestation judiciaire en 2018, ce qui a donné lieu à un processus de réexamen.
• En 2019, l’Office a publié son rapport de réexamen dans lequel il recommandait que le projet soit approuvé, sous réserve de certaines conditions, car il était dans l’intérêt public.
• Depuis que le gouverneur en conseil a approuvé le projet en 2016, puis de nouveau en 2019, la Régie en a surveillé activement la construction de manière à veiller au respect des exigences réglementaires qui s’appliquent.
• Le projet est ainsi assujetti à 156 conditions qui ont trait, entre autres, à la protection de l’environnement, à l’intégrité du pipeline et des installations, à la sécurité, aux relations avec les Autochtones, aux questions socioéconomiques, à la gestion des situations d’urgence, à l’hébergement des travailleurs et aux garanties financières.

Processus décisionnels

• Au moment de présenter la demande visant le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, plusieurs éléments restaient à régler ou étaient inconnus, qu’il s’agisse par exemple d’aspects précis de la conception, du tracé détaillé ou de l’évaluation technique des parties des installations existantes qui devaient être remises en service.
• Trans Mountain a dû faire face à de nombreuses difficultés après l’approbation, ce qui a donné lieu à de nouveaux processus réglementaires exigés par la loi, notamment en ce qui a trait à la conclusion d’ententes foncières et aux obstacles rencontrés pendant la construction qui ont nécessité des modifications à la conception du projet ou à son tracé.
  • Après la délivrance du certificat, 96 déclarations d’opposition ont été reçues qui ont mené à 39 audiences sur le tracé détaillé (20 nouvelles audiences et 19 qui ont été reprises après suspension) qui ont pris 20 mois à conclure. En fin de compte, 26 déclarations d’opposition ont été retirées alors que des décisions ont été rendues pour 14 d’entre elles. La construction de ces sections a dû attendre les décisions en question.
  • Il a fallu présenter 121 demandes de droit d’accès à des terrains pour lesquels Trans Mountain n’a pas pu conclure d’entente avec les propriétaires fonciers.
  • Par ailleurs, 63 décisions sur la déviation du tracé ont été rendues.
• Nombreuses sont les demandes de renseignements qui ont été présentées en cours d’audience.
  • Première audience – Six séries officielles plus cinq dossiers importants supplémentaires sur des dépôts précis
  • Réexamen – Deux séries officielles
  • L’Office national de l’énergie a aussi adressé de nombreuses demandes de renseignements à des intervenants et différents ministères.

Conditions et surveillance des travaux

• Si un risque est relevé pendant l’examen d’une demande, la Commission de la Régie de l’énergie du Canada peut demander à la société de remplir un certain nombre de conditions propres au projet. La Régie de l’énergie du Canada impose de telles conditions pour réduire les risques, prévenir les dommages, promouvoir la sécurité et protéger l’environnement.
• Avant que la décision soit rendue, les conditions envisagées ont été formulées pour offrir à Trans Mountain une possibilité équitable de formuler des commentaires à leur sujet et de soulever de possibles préoccupations quant au libellé ou au calendrier des exigences proposées.
• Bon nombre des conditions imposées visaient le respect des engagements pris par la société au cours de l’instance ou la conformité à des normes en vigueur (c.-à-d. qu’il s’agissait d’exigences peu importe qu’elles aient été énoncées ou non sous cette forme).
• À ce jour, on juge que sur les 156 conditions imposées, 133 ont fait l’objet d’une évaluation partielle ou complète. Il reste 27 conditions à évaluer en tout ou en partie qui nécessitent encore le dépôt de certains documents.
• Entre les mois d’août 2017 et 2018, l’Office a publié 22 lettres de décision sur la conformité aux conditions. Au moment de la recommandation en faveur du projet en juillet 2018, ces décisions ont été adoptées (ce qui fait qu’il n’était alors pas nécessaire de procéder à une nouvelle évaluation après le réexamen et a mené à des gains d’efficacité).
• Entre août 2019 et mai 2024, la Commission a publié 275 lettres-rapports et décisions sur des questions liées au respect de conditions. En outre, 177 demandes de renseignements ont été adressées sur des questions de conformité aux conditions.
• Uniquement en 2022-2023, 828 documents de conformité après approbation ont été déposés à l’égard du projet.

Ordonnances d’inspecteur

• Au total, 12 ordonnances d’inspecteur ont été délivrées à Trans Mountain après l’approbation du projet en 2019, dont 5 pour l’arrêt des travaux sur des tronçons précis qui ont duré 215^Footnote 3, 10, 6, 13, et 43 jours. Ces arrêts ont eu une incidence sur des zones précises plutôt que sur l’ensemble du projet.
• Trans Mountain a signalé à la Régie, comme l’exige le Règlement de la Régie de l’énergie du Canada sur les pipelines terrestres, au moins sept incidents (p. ex., blessures graves) à l’origine d’un arrêt de travail volontaire. La durée de ces différents arrêts est inconnue.

Modifications

• Modifications au tracé (demande visant le tracé de rechange ouest et modification du tracé de l’emprise de BC Hydro à Chilliwack)
  • Après la première audience : 7
  • Après le réexamen : 3
• Modifications non liées au tracé (diamètre de la canalisation (Mountain 3), nombre de réservoirs au terminal Edmonton et emplacement exact de la gare de racleurs Hargraves)
  • Après la première audience : 3
  • Après le réexamen : inconnu

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Augmentation des coûts

• Le coût estimatif du projet au moment où la demande a été présentée pour la première fois à l’Office national de l’énergie était de 5,4 milliards de dollars. Les calculs estimatifs les plus récents à cet égard fournis par Trans Mountain lors de l’audience sur les droits donnent 34,2 milliards de dollars (soit plus de 6 fois le montant initial).
• Au cours de l’audience sur les droits en cours, la Commission de la Régie de l’énergie du Canada a exigé de Trans Mountain qu’elle fournisse des renseignements détaillés sur ce qui a contribué à l’augmentation des coûts du projet.
• Puisque l’affaire est devant la Commission, la Régie de l’énergie du Canada ne fournira que des renseignements d’ordre général quant à ce qui est survenu après le dépôt initial de la demande de Trans Mountain. En ce qui concerne la question qui se trouve devant la Commission à savoir si tous les coûts engagés ont été raisonnables et nécessaires, la Régie ne commentera pas les causes précises des augmentations constatées.
• Même si Trans Mountain a présenté beaucoup d’éléments de preuve à cet égard, d’autres parties à l’audience, comme les expéditeurs, n’ont pas encore déposé leur réponse à ceux-ci. De plus, après le volet oral de l’audience, la Commission examinera l’ensemble de la preuve et rendra sa décision sur les droits. C’est la raison pour laquelle la Régie n’entrera pas ici dans une analyse détaillée de tous les facteurs qui ont contribué à la hausse des coûts. Elle se doit de respecter le caractère indépendant de l’audience en cours qui mènera à une décision de la Commission.
• On cherche notamment à savoir à l’audience se les coûts en question sont raisonnables et nécessaires. C’est la raison pour laquelle la Régie n’entrera pas ici dans une analyse détaillée de tous les facteurs qui ont contribué à leur hausse.
• Trans Mountain a présenté dans leurs grandes lignes divers facteurs qui ont contribué à la hausse des coûts, dont voici quelques exemples :
  • L’état physique du terrain différait parfois considérablement de ce que Trans Mountain avait supposé au moment d’établir ses premières estimations, fondées sur des hypothèses élaborées avant de pouvoir se rendre sur place.
  • Certaines exigences légales et réglementaires dépassaient ce que la société avait supposé au moment d’établir ses premières estimations.
  • Les coûts des mesure d’adaptation ou de protection des droits ancestraux et du patrimoine archéologique des nations autochtones ont été beaucoup plus élevés que prévu.
  • Il faut aussi parler des phénomènes météorologiques extrêmes comme les inondations à la suite du passage d’une rivière atmosphérique et la pandémie de COVID.
  • De plus, le report des échéances prévues à l’origine a fait en sorte que la société a engagé des frais financiers plus élevés jusqu’à ce que le projet soit terminé.
• Il s’agit ici de facteurs mentionnés par Trans Mountain dans ses dépôts publics et aucune décision n’a été prise quant à l’incidence précise de l’un ou l’autre de ceux-ci sur l’augmentation des coûts. Tel qu’il a été mentionné plus haut, il reste beaucoup d’éléments de preuve à présenter à l’audience de la Commission sur les droits et aucune décision n’a encore été rendue.

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Faisabilité économique du projet examiné par l’Office et la Commission

• Au cours de l’audience initiale pour le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain (OH-001-2014), l’Office national de l’énergie s’est penché sur la faisabilité économique du pipeline. Les coûts estimatifs s’élevaient à l’époque à 5,5 milliards de dollars.
• L’Office a accordé beaucoup de poids à l’existence d’ententes de service garanti à long terme avec les expéditeurs pour déterminer si les installations étaient nécessaires et susceptibles d’être bien utilisées pendant leur durée de vie économique.
  • Le projet comptait 13 expéditeurs ayant pris des engagements de service garanti pendant 15 ou 20 ans pour 80 % de la capacité du réseau agrandi.
• Compte tenu de l’importance accordée aux contrats au moment de l’évaluation du projet, l’Office a imposé la condition 57 exigeant de Trans Mountain qu’elle dépose devant lui, 90 jours avant la mise en chantier, une confirmation signée à l’effet que des ententes conclues avec les expéditeurs demeurent en vigueur pour au moins 60 % de sa capacité totale. La société s’est pliée à cette exigence, confirmant le maintien d’engagements fermes avec 13 expéditeurs pour 80 % de la capacité du réseau agrandi.
• Ni l’Office ni la Commission de la Régie de l’énergie du Canada n’ont examiné la faisabilité économique et les coûts estimatifs depuis l’audience initiale pour le projet. Le rapport à ce sujet produit dans le contexte de l’audience initiale a été publié en mai 2016.
• Le rapport de réexamen (MH-052-2018) ne portait ni sur la faisabilité économique du pipeline ni sur les coûts estimatifs. Sa portée était plutôt axée sur le transport maritime et la consultation de la Couronne associée au projet.
• Une fois le certificat délivré, la Commission ne se penche pas plus avant sur la question de la faisabilité économique continue d’un pipeline pendant sa construction.

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Augmentation des coûts et droits en rapport avec l’utilisation du pipeline

• On ne doit pas oublier que la Régie de l’énergie du Canada tient actuellement une audience sur les droits exigibles par Trans Mountain, mais il est tout de même possible de fournir des renseignements de nature générale.
• Bien sûr, les droits constituent un facteur clé entant dans la composition des produits touchés par Trans Mountain et à ce titre, ils comptent pour beaucoup lorsqu’il s’agit de déterminer la valeur de la société si elle devait être vendue.
• Pour mettre les choses en contexte, avant que Trans Mountain demande l’approbation du projet d’agrandissement, l’Office national de l’énergie avait approuvé une méthode de conception des droits qui s’appliquerait à l’agrandissement (en fait à l’ensemble du réseau après son agrandissement, car depuis celui-ci, les mêmes droits sont exigibles sans distinction entre ancienne et nouvelle canalisations en matière de transport).
• La méthode en question, négociée par Trans Mountain et les expéditeurs, avait été entérinée dans les contrats signés par ces derniers pour le service de transport sur le réseau agrandi.
• Selon cette méthode, les coûts de construction du projet étaient classés en deux catégories, qui devenaient ainsi plafonnés ou non.
• La méthode précisait qu’une fois que Trans Mountain aurait obtenu l’approbation réglementaire pour le projet d’agrandissement de son réseau, elle en mettrait à jour les coûts estimatifs et recalculerait les droits en fonction de cette nouvelle estimation. Dès lors, les droits ne changeraient pas pour tenir compte de toute accroissement des coûts plafonnés, mais ils seraient augmentés de 7 cents par tranche de 100 millions de dollars de majoration de ceux qui ne le sont pas.
• En 2017, Trans Mountain estimait les coûts à 7,4 milliards de dollars et la méthode précitée en tenait pleinement compte dans le calcul des nouveaux droits exigibles.
• Six ans plus tard, soit en 2023, alors que le projet était presque achevé, Trans Mountain a présenté une demande visant les droits provisoires qui s’appliqueraient une fois le réseau agrandi mis en service, en fonction de la méthode de conception des droits préapprouvée et des renseignements à jour sur les coûts engagés.
• Selon la preuve présentée par Trans Mountain à l’audience en cours sur les droits, voici les augmentations enregistrées depuis l’estimation de 7,4 milliards de dollars en 2017 :
  • 8 milliards de dollars pour les coûts non plafonnés;
  • 18,7 milliards de dollars pour ceux qui le sont.
• Au cours de l’audience sur les droits, la Commission de la Régie de l’énergie du Canada examinera les droits réellement exigibles selon la méthode de conception approuvée en 2013.
  • La Commission vérifiera alors si les coûts ont été correctement répartis entre les catégories de ceux qui sont plafonnés et ceux qui ne le sont pas.
  • Il faudra aussi déterminer s’il était raisonnable et nécessaire d’engager tous les coûts liés au projet inscrits en tant que non plafonnés, une exigence au titre de la méthode approuvée.
• Cependant, la Commission se penchera également sur la question de savoir si les droits découlant de la méthode approuvée en 2013 sont toujours appropriés, c’est-à-dire s’ils sont justes et raisonnables sans discrimination injuste.
  • Il s’agira alors d’examiner la situation financière de Trans Mountain et les répercussions sur les marchés.

[S'il faut creuser d'avantage]

• En ce qui concerne la partie des coûts engagés par Trans Mountain qu’elle peut recouvrer, cela constitue justement l’un des points examinés dans le cadre de l’audience sur les droits.
• La méthode préapprouvée semble dicter un simple calcul considérant seulement l’augmentation de 18,7 milliards de dollars des coûts plafonnés dans le contexte du coût total de 34,2 milliards de dollars.
  • Toutefois, il faut aussi tenir compte de facteurs comme le caractère lucratif ou non des 7 cents prévus par tranche de 100 millions de dollars et des droits rajustés par rapport aux 7,4 milliards de dollars d’origine.

Renseignements contextuels supplémentaires

• À titre d’exemple, la gestion du projet par Trans Mountain tombe dans la catégorie des coûts plafonnés mais non les frais liés à la consultation et aux mesures d’adaptation. Autre exemple : la construction du pipeline pour la majeure partie du projet était classée dans la catégorie des coûts plafonnés, mais quelques tronçons faisaient exception à cette règle.

Échéancier pour l’établissement des droits définitifs (Quand les droits définitifs seront-ils établis?)

• La date exacte n’est pas encore connue.
• La Commission s’attend que les droits définitifs soient établis conformément à la décision qu’elle publiera à la conclusion de l’audience en cours. À titre d’exemple, la Commission a indiqué que les droits définitifs pourraient nécessiter une égalisation pour tenir compte de tous les coûts définitifs de l’ouvrage fini que Trans Mountain engagera encore au cours des mois à venir

Utilisation du pipeline (Le réseau sera-t-il utilisé? Les droits seront-ils si élevés que personne ne s’en servira?)

• Il s’agit là de questions aux facettes multiples.
• L’une d’entre elles est que 80 % de la capacité accrue du réseau est souscrite par contrat pour les 15 à 20 prochaines années. Selon les termes de ces contrats, les expéditeurs doivent payer la plus grande partie des droits même s’ils n’expédient pas de produits sur le réseau, ce qui rendra celui-ci d’autant plus attrayant à leurs yeux.
• En ce qui concerne la capacité restante de 20 % disponible de mois en mois, son degré d’utilisation pourrait être plus sensible aux forces changeantes du marché.
• À remarquer que l’une des questions examinées par la Commission dans le cadre de l’audience sur les droits en cours est l’incidence que ceux de Trans Mountain aura sur le marché.

Incidences sur le marché du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain (Que s’estil passé avec le transport de pétrole ou de produits raffinés et les marchés depuis l’entrée en service du projet?)

• Depuis la mise en service du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, celui-ci a transporté 704 000 barils par jour (« b/j ») en juin 2024, une hausse par rapport à la moyenne de 346 000 b/j enregistrée en 2023. Les produits transportés en juin étaient visés, dans leur quasitotalité, par des contrats.
• Toujours en juin, les expéditions maritimes à partir du terminal Westridge ont atteint 360 000 b/j, contre environ 50 000 b/j avant le début de l’agrandissement. En juin et juillet, le pétrole brut exporté par voie maritime était, dans la moitié des cas, destiné aux États-Unis (Californie et État de Washington), le reste à l’Asie vers des pays comme la Chine, l’Inde et la Corée du Sud.
• Encore et toujours en juin, le réseau a permis l’expédition de 43 000 b/j de produits pétroliers raffinés vers des marchés de la Colombie-Britannique et a la capacité d’approvisionner tous les marchés de cette province au besoin. (En raison des changements apportés à la façon dont Trans Mountain déclare l’essence et le diesel dans ses manifestes de transport, aucune donnée publique n’est encore disponible pour savoir dans quelle mesure la situation a évolué à ce chapitre depuis l’entrée en service du projet.)
• Les volumes de brut transporté par chemin de fer sont demeurés entre 80 000 et 100 000 b/j depuis janvier 2024, après avoir atteint des sommets records au début de 2020. On s’attend que ces volumes demeurent à peu près à ces niveaux, car il s’agit de bruts exportés vers des destinations qui ne sont pas facilement accessibles par pipeline ou qui ont des formulations précises qui les rendent difficiles à intégrer à un réseau pipelinier. Historiquement, si la capacité pipelinière est suffisante, comme c’est le cas à l’heure actuelle, le transport de brut par chemin de fer ne dépasse pas les besoins élémentaires.
• Selon les données de l’Alberta Energy Regulator, le volume de pétrole brut stocké dans cette province a diminué de 15 millions de barils (20 %) pour s’établir à 60 millions de barils depuis l’entrée en service du projet.
• Tous les pipelines d’exportation de l’Ouest canadien fonctionnaient presque à pleine capacité avant la mise en service du projet. Depuis mai 2024, les médias ont rapporté que le plus grand oléoduc au Canada, le réseau principal d’Enbridge, disposait d’une certaine capacité de réserve et avait réduit les droits en réaction à la concurrence accrue découlant de l’agrandissement de Trans Mountain. Le pipeline Keystone continue de fonctionner à pleine capacité ou presque.

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Prix de l’essence

• Trans Mountain est depuis longtemps en mesure de transporter des produits pétroliers raffinés (« PPR »), comme de l’essence, ainsi que du pétrole brut pour utilisation dans les raffineries.
• Avant le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, sa capacité ne permettait pas de répondre à la demande des expéditeurs en matière de transport de PPR et de pétrole brut, ce qui n’est plus le cas. Par conséquent, les marchés du sud de la Colombie-Britannique peuvent maintenant se procurer davantage de PPR sans avoir recours à d’autres solutions comme le transport par train ou camion.
• Toutefois, la façon exacte dont les prix de l’essence dans la vallée du bas Fraser seront touchés pourrait dépendre d’un certain nombre d’autres facteurs.
• En raison de l’audience en cours sur les droits de Trans Mountain, aucun autre commentaire ne sera formulé à ce sujet.
• L’audience portera en partie sur l’incidence que les droits de Trans Mountain pourraient avoir sur les marchés en général et dans ce contexte certaines observations ont déjà été présentées au sujet des prix de l’essence en Colombie-Britannique.

Renseignements contextuels – Couverture médiatique récente

• Le 13 août 2024, l’Institut C.D. Howe a publié sur son site un rapport intitulé « The Big Squeeze: Lessons from the Trans Mountain Pipeline about the Costs of Invisible Bottlenecks », qui traite des coûts liés à une infrastructure de transport qui ne suffit pas à la demande. Plusieurs agences de presse y ont fait référence.
  • Le rapport traite des contraintes auxquelles Trans Mountain en raison d’une capacité insuffisante ainsi que de la décision rendue en 2015 par l’Office national de l’énergie concernant la vérification des commandes d’expédition par la société. Il considère que le changement des règles en 2015, qui limitait la capacité des expéditeurs à surcommander, a réduit les expéditions de PPR sur le réseau de la société, ce qui fait que la Colombie-Britannique en faisait davantage venir d’Edmonton, par chemin de fer, à des coûts plus élevés. Toujours selon le rapport, la capacité limitée a fait en sorte d’ajouter plus de 10 cents le litre au prix de gros du carburant dans la vallée du bas Fraser en Colombie-Britannique depuis 2019, cette différence atteignant entre 20 et 30 cents le litre en 2023.
  • Le rapport indique également que les Britanno-Colombiens devraient voir les prix de l’essence baisser avec le projet, l’augmentation des droits devant être plus que neutralisée par la réduction des coûts d’expédition à mesure que les PPR recommencent à être acheminés par le pipeline au détriment du chemin de fer, plus coûteux.
  • Le personnel de la Régie de l’énergie du Canada n’a pas vérifié les données à l’origine du rapport ni ses conclusions. Les répercussions des droits exigibles par Trans Mountain, après l’agrandissement de son réseau, sur les marchés des produits raffinés, y compris les prix, peuvent être évaluées dans le cadre d’un processus d’audience.
• Réponses recommandées à de possibles questions
  • Tel qu’il est décrit dans le rapport, le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain accroîtra la capacité pipelinière disponible pour le transport des PPR, ce qui permettra au sud de la Colombie-Britannique d’acquérir une plus grande proportion de tels produits de cette manière plutôt qu’en passant par d’autres sources d’approvisionnement si cela est souhaité.
  • Cependant, les répercussions exactes sur les prix de l’essence et du diesel en ColombieBritannique pourraient dépendre d’un certain nombre d’autres facteurs.
  • Les répercussions des droits exigibles par Trans Mountain, après l’agrandissement de son réseau, sur les marchés des produits raffinés peuvent être évaluées dans le cadre d’un processus d’audience et aucun autre commentaire ne sera donc formulé à ce sujet.

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Capacité d’exportation et cibles de réduction des émissions

• L’accroissement de la capacité pipelinière pourrait avoir une incidence sur la production et les émissions de gaz à effet de serre (« GES »), mais les prix mondiaux du pétrole brut jouent un plus grand rôle à cet égard.
• La capacité estimative des pipelines d’exportation à partir de l’Ouest canadien était d’environ 4,6 millions de barils par jour (« Mb/j ») avant l’entrée en service du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain.
  • Cette capacité devrait ensuite passer à 5,2 Mb/j.
• La Régie de l’énergie du Canada a déjà entrepris une analyse de l’incidence de la capacité pipelinière sur la production de pétrole brut dans sa série de rapports sur l’avenir énergétique du pays. Même si cette analyse n’est pas propre au projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, dans le scénario « de référence » du rapport de 2016, qui parle d’une capacité pipelinière sans contrainte (comparativement à une qui serait limitée à 4 Mb/j au chapitre des exportations), il est question de prix plus élevés pour les producteurs canadiens de pétrole, d’investissements accrus dans divers projets et d’une production rehaussée (de 9 % d’ici 2040 par rapport au scénario de capacité limitée), dans le contexte d’une consommation énergétique allant augmentant à partir de 2015.
  • Le rapport suppose que lorsque le baril excédentaire est exporté du Canada par pipeline, comme dans le scénario de référence, le prix du pétrole brut dans l’Ouest canadien est plus élevé que dans un scénario où le chemin de fer constitue le moyen de transport dans pareil cas. Des coûts de transport plus élevés par chemin de fer entraînent des prix moindres pour le pétrole brut de l’Ouest canadien. Cette situation est à l’origine de différentes tendances de production selon le scénario.
  • Bien que les émissions de GES n’aient pas été quantifiées, l’augmentation de la production et de la consommation d’énergie aurait probablement entraîné une hausse à ce chapitre en amont. Par contre, le transport de brut par pipeline plutôt que par train (comme dans le scénario de capacité limitée) entraînerait une baisse des émissions liées au transport de pétrole.
  • Une telle analyse (même si elle remonte à un certain temps) met en lumière l’incidence possible des limites de la capacité pipelinière ainsi que des problèmes associés à de possibles goulots d’étranglement sur la filière énergétique et l’économie du Canada.
• Environnement et Changement climatique Canada (« ECCC ») a estimé que les émissions de GES en amont, découlant de la production, du traitement et du raffinage des produits associés à la capacité du projet (590 milliers de barils par jour), s’élèveraient à entre 13,5 et 17 millions de tonnes (« Mt ») d’équivalent de dioxyde de carbone (« éq. CO₂ » par année.
• Le ministère fait remarquer que la question de savoir si ces émissions sont réellement supplémentaires dépend de facteurs comme le prix prévu du pétrole, sa disponibilité et les coûts associés à d’autres modes de transport (p. ex., le transport de brut par train) de même que de la réalisation éventuelle d’autres projets pipeliniers.
  • Il est à noter que l’intensité des émissions pour ce qui est de la production de pétrole au Canada a diminué de façon constante depuis plusieurs années, chutant de plus de 20 % entre 2005 et 2022 selon ECCC.
• Les prix mondiaux du pétrole ont une plus grande incidence sur la production que le mode de transport. À des prix élevés soutenus, la production supplémentaire serait probablement transportée par chemin de fer si les pipelines n’étaient pas disponibles. Cependant, il existe une fourchette de prix (autour de 60 $ à 80 $ le baril) où une production supplémentaire serait quand même exploitée du fait que Trans Mountain offre une option moins coûteuse que le chemin de fer

Cibles de réduction des émissions au Canada ainsi que pour le secteur pétrolier et gazier

• Le Canada s’est engagé à réduire les émissions de GES du pays de 40 à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030 (pour qu’elles se situent alors à environ 440 Mt) et à atteindre la carboneutralité d’ici 2050.
• Les émissions de GES attribuables à la production pétrolière et gazière en amont ont totalisé 186 Mt d’éq. CO₂ en 2022, soit 26 % de celles pour tout le pays cette année-là (708 Mt) qui représentent une augmentation de 16 % par rapport aux niveaux de 2005.
• ECCC élabore actuellement un cadre de réglementation pour limiter les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier. À cette fin, un système de plafonnement et d’échange exigerait des réductions des émissions d’ici 2030 à deux niveaux : le moins élevé des deux se situerait de 35 à 38 % sous les niveaux de 2019 (plafond d’émissions) et l’autre de 20 % à 23 % sous ces mêmes niveaux (limite supérieure légale). L’écart entre les deux vise à créer une zone qui permet un peu de souplesse en matière de conformité.
  • Par rapport aux niveaux d’émissions de 2022, cela obligerait le secteur à réduire ses émissions de 16 à 35 % d’ici 2030. Puisque le cadre de réglementation ne devrait pas entrer en vigueur avant 2026, en supposant des niveaux d’émissions en 2025 équivalents à ceux de 2022, il faudrait alors réduire ces émissions de 3 à 7 % par année entre 2026 et 2030.
  • Pour mettre les choses en contexte, la crise financière mondiale de 2008-2009, les feux de Fort McMurray en 2016 et la pandémie de COVID-19 ont été les seules périodes de l’histoire récente où les émissions de GES produites en amont dans ce secteur ont diminué d’un tel ordre de grandeur
• Imposer une limite quant aux émissions de GES du secteur ne signifie pas pour autant en limiter la production, car il est possible d’utiliser diverses technologies et options de conformité pour réduire ces émissions tout en maintenant celle-ci ou même en continuant d’en accroître les niveaux. Le règlement devrait être finalisé d’ici 2025 et entrer en vigueur en 2026.

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Consultation de la Couronne

• Le gouvernement du Canada a consulté les communautés autochtones susceptibles d’être touchées par le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, d’abord en 2016, puis de nouveau en 2018-2019 en réponse à la décision de la Cour d’appel fédérale du 30 août 2018.
• Au moment de rendre sa décision d’approuver le projet, le gouvernement a tenu compte d’un large éventail de renseignements, dont le rapport de réexamen de l’Office national de l’énergie (maintenant la Régie de l’énergie du Canada), celui sur les consultations et les mesure d’adaptation de la Couronne, l’avis indépendant de l’honorable Frank Iacobucci, des données scientifiques probantes et les connaissances autochtones.
• Le promoteur doit respecter 156 conditions qui seraient aussi automatiquement imposées à tout nouveau propriétaire.

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Droits de résiliation des expéditeurs

Les contrats signés par les expéditeurs pour avoir accès à l’agrandissement du réseau de Trans Mountain comportaient initialement des droits de résiliation, qui leur permettaient d’annuler leur contrat en présence de certains éléments déclencheurs (par exemple, en ce qui a trait aux coûts). Ces droits de résiliation sont maintenant périmés et voici certaines précisions à ce sujet.

• La convention de soutien des installations (section 5.4 du document en anglais A3E7D3) précise dans quelles circonstances les expéditeurs peuvent exercer leur droit de résiliation.
• Le droit de résiliation à la suite d’un rajustement des droits aurait pu être exercé après réception par les expéditeurs du rajustement en question de la part de Trans Mountain après obtention du certificat d’utilité publique.
• Dans les 60 jours qui ont suivi, la société a fourni à ses expéditeurs une nouvelle estimation des coûts devant entraîner une révision des droits. Les droits fixes augmenteraient alors de 0,07 $ le baril pour chaque augmentation de cent millions de dollars de coûts estimatifs. Si la nouvelle estimation des coûts devait être à l’origine de droits supérieurs à la limite fixée pour l’appel de soumissions (ce qui était le cas), les expéditeurs auraient le droit de résilier leurs contrats.
• Trans Mountain a obtenu son (premier) certificat d’utilité publique en décembre 2016 (A80871- 2). Elle a indiqué qu’en raison de son annulation et de la délivrance ultérieure d’un nouveau certificat, elle s’en est tenue à cette position (C01495).
• Les expéditeurs disposaient d’autres droits de résiliation dans la convention, mais ceux-ci étaient liés au non-respect de conditions préalables (p. ex., défaut d’obtenir l’approbation de l’Office national de l’énergie pour ce qui est de la méthode de conception des droits ou d’autres approbations réglementaires) plutôt qu’à la question des droits.
• Tous les droits de résiliation sont maintenant périmés

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Conditions financières

Avant la construction, Trans Mountain devait confirmer qu’au moins 60 % de la capacité totale du pipeline faisait l’objet de contrats à long terme. L’Office national de l’énergie a approuvé la condition en question le 3 août 2017 et voici certaines précisions à ce sujet.

Condition 57 – Appui commercial pour le projet

• L’Office a imposé la condition 57 à Trans Mountain, qui exige de la société qu’elle dépose devant lui, 90 jours avant la construction, une confirmation dûment signée à l’effet que des ententes ou contrats intervenus avec les expéditeurs demeurent en vigueur pour au moins 60 % de la capacité totale et que les droits de résiliation de ceux-ci sont maintenant périmés parce que les conditions précédemment imposées à ce sujet ont été soit remplies, soit abandonnées.
• Le 10 mais 2017, Trans Mountain a déposé une confirmation à l’effet que des engagements de service garanti d’une durée de 15 ou 20 ans avaient été contractés par 13 expéditeurs, pour un total de 707 500 barils par jour, ce qui représente 80 % de sa capacité totale, au-delà du seuil de 60 % imposé dans la condition précitée.
• De plus, comme l’exige le paragraphe b) de la condition 57, Trans Mountain a confirmé que les droits de résiliation de tous les expéditeurs étaient échus parce que les conditions préalables avaient été remplies ou qu’elles avaient fait l’objet d’une renonciation (A83349-1).
• Le 3 août 2017, l’Office a publié une lettre indiquant que Trans Mountain avait satisfait aux exigences de la condition 57 (A85310-2).
• Dans des documents déposés ultérieurement, Trans Mountain a indiqué qu’après la délivrance du nouveau certificat d’utilité publique (à la suite de l’audience de réexamen), elle n’avait pas remis aux expéditeurs une nouvelle estimation des coûts. Par conséquent, les droits de résiliation des expéditeurs n’ont pas été rouverts (C01495-1).

Avant de présenter une demande d’autorisation de mise en service du projet d’agrandissement, Trans Mountain devait déposer un plan de garanties financières précisant comment elle pourrait avoir accès à 1,1 milliard de dollars pour intervenir en cas de déversement ou d’incident touchant le pipeline. Le plan prévoyait une assurance de 550 millions de dollars et une lettre de crédit d’autant de TMEP Finance Canada Ltd. La Commission de la Régie de l’énergie du Canada l’a approuvé le 29 septembre 2023 et voici certaines précisions à ce sujet.

Condition 121 – Plan de garanties financières - Étape de l’exploitation

• L’Office a imposé la condition 121 à Trans Mountain, qui exigeait de celle-ci qu’elle maintienne des garanties financières de 1,1 milliard de dollars pour intervenir en cas de déversement ou d’incident. La société devait soumettre un plan de garanties financières, aux fins d’approbation, au moins six mois avant de présenter une demande d’autorisation de mise en service de la canalisation 2, devant fournir des renseignements détaillés sur les types de ressources en présence, y compris l’encaisse disponible.
• Dans le cadre de la condition 121, Trans Mountain doit déposer chaque année une lettre signée par un dirigeant de la société confirmant que toutes les composantes du plan de garanties financières demeurent telles qu’elles ont été approuvées. Les changements éventuels doivent55 faire l’objet d’une approbation préalable de la Commission.
• Le 19 août 2022, la Commission a produit une confirmation à l’effet que les montant total requis de Trans Mountain s’élevait à 1,1 milliard de dollars, c’est-à-dire que l’exigence de ressources financières d’un milliard de dollars prévue dans la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie pour les grands oléoducs et celle de 1,1 milliard de dollars imposée à la condition 121 du certificat du projet d’agrandissement du réseau de la société ne sont pas cumulatives.
• Le 21 décembre 2022, Trans Mountain a déposé son plan de garanties financières aux fins d’approbation (C22670-1) accompagné d’un rapport d’un tiers indépendant (C22671-1) dans lequel MNP LLP évaluait le plan en question et ses principales composantes.
• Le plan de garanties financières de Trans Mountain comprend une marge de crédit de 550 millions de dollars de Canada TMP Finance Ltd. et une assurance responsabilité civile d’un même montant.
• Le 29 septembre 2023, la Commission a approuvé conditionnellement le plan de garanties financières de Trans Mountain qui devenait ainsi le nouveau plan du réseau agrandi et a accepté le rapport d’un tiers indépendant alors déposé (C26371-2). Elle a approuvé définitivement le nouveau plan le 23 février 2024 (C28479-2).

Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Plainte concernant le tarif et la pression de vapeur

Points principaux

• En avril 2024, Canadian Natural Resources Limited (« CNRL ») et un certain nombre d’expéditeurs sur le réseau de Trans Mountain se sont plaints que le tarif de la société permet le mélange de divers types de pétrole d’une manière qui pourrait nuire au prix de vente du brut pour certains producteurs.
• La Commission de la Régie de l’énergie du Canada exerce une surveillance réglementaire des droits et tarifs pipeliniers, y compris des caractéristiques des produits dont il est question dans ces derniers documents.
• À la demande des parties, la Commission a suspendu le processus en cours afin de permettre à Trans Mountain et ses expéditeurs de négocier, qui sont ainsi arrivés à une solution à la fin d’août.
  • Les caractéristiques techniques du brut ont maintenant fait l’objet d’une entente, Trans Mountain ayant révisé ses tarifs le 14 juin en modifiant les caractéristiques techniques du brut lourd, puis le 30 août en modifiant celles du brut léger, le tout avec le soutien des expéditeurs, dont CNRL.
  • Les caractéristiques techniques du brut dans le tarif de Trans Mountain s’alignent maintenant en grande partie sur celles utilisées pour le réseau principal d’Enbridge.
  • À ce stade-ci, la plainte ne nécessite aucune nouvelle action.
• La Régie ne peut fournir qu’un aperçu des observations qui ont été reçues et du processus qui s’est alors déroulé, sans pouvoir se prononcer quant à la véracité de la plainte.
• Par souci de clarté, il faut toutefois savoir qu’aucune partie n’a laissé entendre que les caractéristiques techniques du brut de Trans Mountain poseraient des problèmes de sécurité pour le pipeline.

Détails supplémentaires – Plainte de CNRL au sujet du tarif du réseau agrandi de Trans Mountain

• Le 12 avril 2024, CNRL, avec le soutien de Suncor et de L’Impériale, a déposé une plainte concernant le tarif du réseau élargi.
• La plainte alléguait ce qui suit à l’égard de l’entrée en vigueur d’un service de transport élargi sur le réseau :
  1. la mise en lots de divers types de brut sera nécessaire, car il n’y a pas suffisamment de réservoirs pour séparer les produits et les exigences relatives à la pression de vapeur dans le tarif permettent le mélange avec du brut de qualité inférieure, ce qui pourrait se traduire par une baisse de leurs prix de vente réels;
  2. le bitume dilué avec un autre dont l’indice d’acidité serait plus élevé nuira à la commercialisation du produit et aux prix de vente éventuellement réalisés;
  3. le tarif actuel pourrait limiter le nombre de raffineries qui seraient en mesure d’accepter le brut du pipeline.

Processus

• Le 12 avril 2024, CNRL a déposé une plainte auprès de la Commission concernant le tarif de Trans Mountain.
• Trans Mountain a par la suite déposé une lettre de commentaires le 17 mai 2024 (C29697) indiquant qu’un processus d’examen était en cours et qu’elle s’engageait à collaborer avec CNRL ainsi qu’avec tous les autres expéditeurs pour examiner les caractéristiques techniques visées par la plainte.
• Le 24 mai 2024 (C29752), compte tenu du fait que Trans Mountain était disposée à discuter plus à fond de toute cette question, CNRL a demandé à la Commission de mettre en suspens, pendant 45 jours, le processus de traitement de la plainte, ce qui lui a été accordé le 5 juin 2024. La Commission a alors demandé à CNRL de lui fournir une mise à jour sur le processus d’examen en cours au plus tard le 8 juillet 2024.
• Entre-temps, Trans Mountain a déposé un tarif révisé le 14 juin 2024 (C30039) et a indiqué que les préoccupations de CNRL concernant le brut lourd avaient été résolues. Par la suite, CNRL a déposé une nouvelle demande de suspension de 45 jours le 8 juillet 2024 (C30606) afin que ses préoccupations concernant le brut léger puissent être résolues.
• Le 16 juillet 2024 (C30703), la Commission a envoyé une lettre approuvant le report de la date limite jusqu’au 3 septembre 2024.
• Le 30 août 2024 (C31220), Trans Mountain a déposé un autre tarif révisé qui règle selon elle les préoccupations des expéditeurs concernant les caractéristiques techniques propres aux bruts légers et a mentionné qu’à sa connaissance, aucun expéditeur n’a l’intention de s’opposer aux modifications qui y ont été apportées.
• CNRL a fait le point sur les discussions qui ont eu lieu avec Trans Mountain le 3 septembre 2024 (C31236) et a indiqué que ses préoccupations avaient été résolues, mais qu’elle continuerait de surveiller la qualité des bruts expédiés sur le réseau de cette société. Épaulée dans sa démarche par L’Impériale et Suncor, CNRL a déclaré qu’elle était disposée à retirer sa plainte, mais qu’elle se réservait le droit d’en déposer une ultérieurement si la qualité des bruts venait à changer.
• Le groupe de travail chargé du projet a été dissous et aucun autre processus n’est requis dans ce dossier.

Rôle de la Régie dans la réglementation des GES

• La Régie de l’énergie du Canada ne réglemente pas directement les émissions de gaz à effet de serre (« GES ») mais plutôt l’infrastructure qui peut en être à l’origine.
  • Au-delà de la réglementation provinciale qui s’applique, les rejets de méthane ainsi que les autres émissions de GES d’installations du ressort de la Régie sont assujettis à la réglementation d’Environnement et Changement climatique Canada (« ECCC »).
• La Commission de la Régie de l’énergie du Canada tient compte des émissions éventuelles d’une nouvelle infrastructure énergétique dans l’évaluation des projets en vertu de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie, en particulier la mesure dans laquelle le projet porterait atteinte ou contribuerait aux engagements du Canada en matière de changements climatiques.
• De telles évaluations sont guidées par le Guide de dépôt de la Régie, qui reflète les principes et les objectifs de l’évaluation stratégique des changements climatiques d’ECCC, notamment la nouvelle exigence pour les promoteurs de fournir un plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050.
• Une évaluation en amont (et de leur effet d’accroissement) sera également prise en compte pour les projets dont les émissions de GES sont supérieures à un seuil actuellement établi, dans un guide technique sur la question, à 500 milliers de tonnes d’équivalent en dioxyde de carbone (« CO₂ ») par an.
• Tout au long de l’exploitation, la Régie vérifie la conformité au Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres et aux exigences de la norme CSA Z662, qui exigent des sociétés qu’elles élaborent, mettent en œuvre et maintiennent un programme de gestion de l’intégrité devant permettre de réduire les émissions non planifiées.

Émissions fugitives

• La Régie ne réglemente pas les émissions fugitives. Elle a toutefois le mandat de veiller à ce que les sociétés mettent en place un système de contrôle des pipelines qui comprend un système de détection des fuites.
• Selon le plus récent Rapport d’inventaire national, le secteur pétrolier et gazier du Canada a compté pour 28 % des émissions nationales en 2021, ce qui en fait à ce chapitre la plus importante source au pays.
  • Les rejets fugitifs involontaires des oléoducs, gazoducs et pipelines de transport de CO₂ représentaient moins de 1 % des émissions ainsi produites par le secteur pétrolier et gazier au pays.
  • Environ 6 % des émissions précitées provenaient de stations de compression de pipelines ou prenaient la forme d’émissions fugitives de gaz. Le recours à l’électricité pour alimenter les stations de compression peut réduire ces émissions.
• Pour les oléoducs, on a le plus souvent recours à des moteurs électriques pour alimenter les pompes qui pressurisent le pétrole brut et par conséquent les émissions de GES sont moindres que dans le cas des gazoducs.
• Pour les gazoducs, l’utilisation de compresseurs électriques pourrait réduire ou éliminer les émissions de GES des stations de compression qui acheminent le gaz sur de longues distances en tenant compte des changements d’élévation, mais cela serait coûteux.
• Les sociétés pipelinières s’efforcent de réduire leur empreinte carbone en électrifiant leurs stations de compression, en améliorant la détection des fuites et en récupérant la chaleur qui est perdue.

Évaluation d’un exercice non annoncé d’intervention en cas d’incendie sur le réseau de Trans Mountain

Évaluation de l'exercice de gestion des urgences de la Régie de l’énergie du Canada

Activité n^o: 2021-236
Date: 4 mars 2021

Trans Mountain Pipeline ULC (« Trans Mountain »)
Évaluation d’un exercice non annoncé d’intervention en cas d’incendie

Société : Trans Mountain
Emplacement : Burnaby (Colombie-Britannique)
Installation : Terminal Burnaby

COMMENTAIRES

Renseignements généraux / Portée de l’activité

Le 4 mars 2021 à 16 h 10 (heure du Pacifique), la Régie de l’énergie du Canada a lancé un exercice non annoncé pour simuler une intervention en cas de feu touchant l’intégralité de la surface d’un réservoir de pétrole brut au terminal Burnaby de Trans Mountain. L’exercice a été mené pour permettre à la société de satisfaire à l’exigence décrite dans l’Addenda au rapport d’audit définitif – Planification de la préparation en cas d’incendie du programme de gestion des urgences daté du 31 mai 2019. L’exigence consistait à ce que Trans Mountain intervienne dans le cadre d’un exercice non annoncé d’intervention en cas d’incendie de la Régie à un moment et à un endroit choisi par l’organisme dans les 12 mois suivant l’établissement et l’intégration d’un objectif d’intervention de quatre heures, tel qu’il est décrit dans l’addenda :

Pour ce qui est des terminaux Burnaby et Edmonton, Trans Mountain doit établir, et intégrer à tous ses plans d’intervention en cas d’incendie ainsi qu’aux activités connexes de planification et de préparation, un objectif d’intervention de quatre (4) heures pour commencer à éteindre un feu de surface dans le plus grand réservoir de chacune des installations.

La société a dû démontrer qu’elle pouvait dépêcher le personnel et l’équipement nécessaires sur les lieux en quatre heures tout au plus pour être en mesure d’éteindre un incendie. Le délai vise à éviter que le réservoir ne déborde en raison du bouillonnement. L’exercice a été programmé pour coïncider avec le début de l’heure de pointe dans la vallée du bas Fraser et le soleil couchant afin d’ajouter à sa complexité. Le temps pluvieux n’a fait qu’ajouter, bien que de façon involontaire, à la complexité du scénario.

Évaluation de la Régie

Deux membres du personnel de la Régie, accompagnés d’un surveillant autochtone, ont assisté à l’exercice pour en observer le déroulement et l’évaluer.

Gestion de l’intervention

1. Le personnel de la Régie a observé ce qui suit :
   • l’organisation d’un poste de commandement sur place par Trans Mountain;
   • les séances d’information à l’intention des premiers intervenants, la planification tactique et le choix des points de rassemblement;
   • les activités de lutte sur place et de surveillance de l’incident;
   • la constitution de l’équipe d’intervention d’urgence physique et l’intervention simulée en cas de feu touchant l’intégralité de la surface d’un réservoir, y compris le déploiement de l’équipement jusqu’aux jets d’eau ou de mousse;
   • le démantèlement du matériel utilisé et la dissolution du groupe de participants;
   • l’examen après l’exercice.
2. Le personnel a formulé les observations suivantes :
   • une séance d’orientation sur la sécurité qui portait notamment sur ce qui suit a été tenue avant l’exercice avec le personnel de la Régie et le surveillant autochtone –
     • l’obtention de premiers soins,
     • les mesures de sécurité propres à la COVID-19,
     • les mesures d’urgence propres au site [points de rassemblement, fonctionnement et utilisation des sirènes d’urgence, etc.],
     • les risques propres aux lieux,
     • l’équipement lourd et les travaux de construction,
     • les courants de circulation avec limites de vitesse et les feux ou panneaux de signalisation,
     • les faux pas, trébuchements et chutes,
     • les permis de travail à chaud pour la prise de photos;
   • le poste de commandement en cas d’incident a été aménagé dans le bâtiment d’entretien;
   • le poste était bien organisé et convenable pour la gestion de l’incident;
   • des graphiques [201 – organigramme des services d’incendie et tableau d’intervention en cas de feu dans un réservoir de Trans Mountain], cartes murales [photo aérienne et plan du terminal Burnaby] et affiches d’information [numéro du réservoir, niveau de remplissage, taux de combustion, quantité d’eau, degré de chaleur, temps avant ébullition et heure d’appel d’évacuation] ont servi à bien orienter l’intervention;
   • les activités d’intervention observées étaient conformes au plan de prévision des incendies et listes de contrôle de Trans Mountain;
   • une équipe de lutte contre les incendies composée de quatre pompiers a été constituée à 17 h 32 dans le bâtiment d’entretien, puis deux autres pompiers se sont joints à l’intervention à 17 h 39 et 17 h 45, avant l’arrivée de deux autres encore à 18 h et 18 h 15;
   • la première séance d’information à l’intention des cinq premiers pompiers a eu lieu à 17 h 39 et les directives d’intervention, qui portaient notamment sur ce qui suit, ont fait l’objet de discussions –
     • un résumé du scénario (horaire, niveau du réservoir, temps avant débordement),
     • chef désigné sur le terrain,
     • les séances d’orientation sur la sécurité et les mesures d’intervention d’urgence que les pompiers doivent suivre,
     • l’identification d’une zone chaude,
     • les radiofréquences utilisées pour les communications,
     • le choix du tracé à suivre jusqu’au réservoir touché,
     • l’évaluation de l’accès en cours de route et de l’endroit le plus approprié pour l’installation de l’équipement en fonction de ce qu’indiquent les moniteurs de gaz [O₂, limite inférieur d’explosivité (« LIE »), H₂S, CO et composés organiques volatils] ainsi que les lectures infrarouges du niveau des réservoirs,
     • les pompiers devaient supposer le pire scénario quant au produit dans le réservoir [c.-à- d. quant aux H₂S et à sa LIE];
   • l’équipe de lutte contre les incendies quitte le bâtiment d’entretien avec son matériel et se dirige vers le réservoir touché à 17 h 55;
   • les pompiers, vêtus comme il se doit, arrivent au réservoir touché à 18 h 14 avec le camion et l’équipement voulu;
   • les pompiers commencent à raccorder les boyaux au collecteur et au canon à mousse;
   • l’équipement (pompes, boyaux, etc.) est déployé et prêt pour l’envoi de mousse ou d’eau à 18 h 39;
   • bien que les pompiers aient été en mesure d’installer l’équipement d’intervention en cas d’incendie de façon efficace et efficiente, l’éclairage sur le chemin où l’équipement était installé aurait pu être meilleur, mais les pompiers, qui disposaient de lampes de poche, n’ont quand même pas eu à les utiliser;
   • aucun problème de sécurité ou autre n’a été relevé par le personnel de la Régie, que ce soit au poste de commandement ou pendant les activités sur le terrain.

3. Le personnel de la Régie et le surveillant autochtone ont observé l’exercice, puis ont participé au débreffage qui a suivi (aucune lacune importante ni déviation par rapport au plan n’a été notée ou observée). Certains des points qui ont bien fonctionné comprenaient la communication entre pompiers et poste de commandement, les mises à jour fournies de chaque côté et la préparation de l’équipement. Les pompiers ont indiqué avoir bien travaillé ensemble malgré la pluie et la noirceur, ajoutant que même si l’éclairage en place n’a pas gêné les efforts d’intervention, celui sur le chemin choisi pourrait être amélioré.

   Le temps d’intervention total depuis le début de l’exercice jusqu’à ce que les pompiers soient prêts pour l’envoi de mousse ou d’eau à la surface du réservoir a été établi à 2 heures et 28 minutes, ce qui était bien en deçà de la période de quatre heures établie par la Régie.

4. Observations du surveillant du comité consultatif et de surveillance autochtone (« CCSA ») : D’autres observations faites par le surveillant autochtone du CCSA qui participait à l’activité de vérification de la conformité de la Régie sont fournies textuellement ci-dessous. Toutes celles qui nécessitaient un suivi réglementaire précis ont été notées ci-dessus.

Le surveillant autochtone a suivi une séance d’orientation sur la sécurité propre au site et a été inclus au moment des présentations du personnel sur le site.

Le poste de commandement de Trans Mountain installé dans le bâtiment d’entretien comprenait des cartes et des diagrammes, quant au personnel et aux intervenants désignés, ainsi que d’autres renseignements pertinents.

Les intervenants en cas d’incendie sont arrivés, ont été informés du scénario de l’exercice et de l’information pertinente, puis se sont déployés sur le site.

Les intervenants ont raccordé les boyaux au collecteur et au canon à eau. L’éclairage extérieur pour cette activité était faible en raison de la tombée de la nuit. Les pompiers avaient des lampes de poche sur eux mais n’ont pas ressenti le besoin de les utiliser.

Les intervenants en cas d’incendie ont réussi l’exercice en plus ou moins 2 heures et 28 minutes.

Trans Mountain a tenu une discussion récapitulative avec toutes les personnes concernées à l’occasion de laquelle aucune lacune importante n’a été relevée. Un thème de discussion commun a été la communication efficace et la préparation efficiente de l’équipement.

Le surveillant autochtone a revu le rapport dans son intégralité et est d’accord avec son contenu.

FIN DU RAPPORT.

Rôle de la Régie dans la réglementation financière

• Le mandat de surveillance de la Régie de l’énergie du Canada au titre de la réglementation financière s’applique à plusieurs aspects des pipelines relevant de sa compétence, notamment :
  • évaluer la faisabilité économique des pipelines envisagés au moment de déterminer s’ils sont dans l’intérêt public;
  • veiller à ce que les droits et tarifs soient justes et raisonnables;
  • obliger les sociétés à disposer des ressources financières voulues pour couvrir les coûts éventuels d’un déversement ou d’un rejet non intentionnel;
  • obliger les sociétés à mettre de côté des fonds pour la désaffectation des pipelines et la remise en état des lieux.
• Pour déterminer si la recommandation d’un nouveau pipeline est dans l’intérêt public, l’évaluation de sa faisabilité économique constitue un facteur important. La Commission de la Régie de l’énergie du Canada évalue si le pipeline a le soutien nécessaire sur le plan commercial en déterminant s’il est susceptible d’être utilisé et utilisable pendant toute sa durée de vie économique. Cela tient notamment compte de l’approvisionnement et de la demande des produits ainsi visés sur le marché. La Commission tient également compte des avantages économiques qu’un pipeline pourrait avoir pour l’économie canadienne, tant pendant la construction qu’une fois en exploitation.
• En ce qui concerne la réglementation des droits, comme il peut être plus rentable de ne construire qu’un seul pipeline plutôt que plusieurs qui se font concurrence, les installations relevant de la compétence de la Régie ont souvent un pouvoir de marché et dans certains cas exercent leurs activités comme si elles détenaient le monopole sur ceux qu’elles desservent. Le rôle de la Régie est de veiller à ce qu’il n’y ait pas d’abus à ce chapitre de manière que les droits exigibles pour les services pipeliniers soient justes et raisonnables, sans discrimination.
• La Régie surveille la façon dont les sociétés pipelinières se conforment aux exigences réglementaires et si elles fournissent des services aux expéditeurs à des prix (droits) raisonnables. Elle surveille cette conformité de diverses façons, notamment en exigeant des sociétés qu’elles lui transmettent régulièrement certains documents, en auditant leur situation financière et en sollicitant la rétroaction des expéditeurs au moyen de sondages. Les parties qui ne parviennent pas à résoudre des questions précises concernant les droits et les tarifs peuvent déposer une plainte officielle auprès de la Régie.
• Déterminer si les coûts de construction du pipeline sont raisonnables (ou ont été engagés de façon prudente) et le montant de ceux-ci à inclure dans les droits pipeliniers sont deux sujets que la Commission peut examiner dans le cadre d’audiences.
• Bien que la Régie effectue des audits des sociétés au titre de la réglementation financière, conformément à la politique à cet égard, ceux-ci portent davantage sur la conformité à la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie, la vérification des renseignements financiers des sociétés, l’examen de l’interfinancement et l’examen des activités commerciales menées. De tels audits ne permettent généralement pas de déterminer si les droits sont justes et raisonnables. D’habitude, la Régie effectue entre un et trois de ces audits par année. Le dernier à viser Trans Mountain remonte à 2008.

Résumé des droits, des coûts et de la capacité

1. Résumé des droits et des coûts

   Résumé des droits et des coûts

   -	Coûts plafonnés (milliards de dollars)	Coûts non plafonnés (milliards de dollars)	Coûts totaux (milliards de dollars)	Droits fixes (dollars par baril)
   Estimations des coûts associés au certificat d’utilité publique de 2017	5,7	1,8	7,4	5,76
   Montants estimatifs présentés dans la demande pour le calcul des droits provisoires exigibles à compter de la date de mise en service	21,8	9,1	30,9	10,88
   Montants estimatifs mis à jour en décembre 2023	24,4	9,8	34,2	11,37

   Remarques

   • Les droits fixes varient en fonction de facteurs comme la destination, la distance parcourue et l’importance du contrat de l’expéditeur. Les droits précisés plus haut sont fonction du droit de référence, pour le service de transport d’Edmonton à Burnaby, payable par un expéditeur ayant signé un contrat de 15 ans et pris un engagement visant un volume inférieur à 75 000 barils par jour.
   • En plus des droits fixes, les expéditeurs paient des droits variables. À l’heure actuelle, la composante variable du droit de référence est de 0,58 $ le baril (« b »), pour un total actuellement de 11,46 $/b (10,88 $ + 0,58 $).
2. Échéancier
   • Mai 2013 : L’Office national de l’énergie approuve la méthode de conception des droits pour le projet de Trans Mountain (demande présentée en juin 2012)
   • Décembre 2013 : Trans Mountain dépose une nouvelle demande visant son projet
   • T1 2017 : Trans Mountain remet à ses expéditeurs l’estimation des coûts associés au certificat d’utilité publique de 2017, qui s’élèvent à 7,4 milliards de dollars, avec les droits révisés
   • Juin 2023 : Trans Mountain demande l’approbation des montants estimatifs pour le calcul des droits provisoires exigibles à compter de la date de mise en service
   • Novembre 2023 : La Commission de la Régie de l’énergie du Canada rend une décision préliminaire approuvant les droits provisoires exigibles à compter de la date de mise en service
   • Mai 2025 : Début prévu du contre-interrogatoire oral à l’audience sur les derniers droits provisoires
   • Date à déterminer : Trans Mountain présentera une demande de droits définitifs en fonction des résultats de l’audience, des coûts définitifs et d’autres étapes possibles comme un audit des expéditeurs
3. Renseignements sur la capacité
   • Avant l’agrandissement, la capacité était d’environ 300 000 barils par jour tandis qu’elle passera à 890 000 par la suite.
   • Toujours avant l’agrandissement, la capacité était principalement non souscrite, exception faite d’un certain volume jusqu’au quai Westridge. Sur le réseau agrandi, la capacité totale est maintenant souscrite à 80 % dans le cadre de contrats à long terme.
   • Avant l’agrandissement encore, le pipeline avait une utilisation élevée d’environ 100 % de la capacité disponible, ce qui entraînait régulièrement un obligation de répartition.

CCSA et Loi sur la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones

Renseignements généraux sur les comités consultatifs et de surveillance autochtone ou CCSA

• Le gouvernement du Canada a annoncé son engagement à créer des CCSA pour les projets de remplacement de la canalisation 3 d’Enbridge et d’agrandissement du réseau de Trans Mountain au moment de leur approbation. Il s’est alors aussi engagé à appuyer ces comités tout au long du cycle de vie des projets (plus de 50 ans) en tant que mécanisme durable de mobilisation des Nations, gouvernements et communautés autochtones touchés.

Reconduction des CCSA

• Le 16 avril 2024, le gouvernement du Canada s’est engagé, dans le budget de cette même année, à verser 44 millions de dollars sur trois ans pour la reconduction des CCSA à l’égard des projets de remplacement de la canalisation 3 d’Enbridge et d’agrandissement du réseau de Trans Mountain (dont le financement avait pris fin en mars ).
• La reconduction prévoyait l’octroi de ressources à la Régie de l’énergie du Canada et différents ministères fédéraux sur deux exercices (2024-2025 et 2025-2026).
• Une présentation au Conseil du Trésor a été élaborée conjointement par RNCan, les caucus autochtones des deux comités consultatifs et d’autres partenaires fédéraux, dont la Régie (présentation prévue pour l’automne 2024).

Rôle des CCSA

• Permettre la participation des Autochtones à la surveillance des projets, ce qui est nécessaire pour veiller à ce qui suit : 
  • le respect et l’intégration des connaissances autochtones ainsi que de la relation de ces peuples avec la terre;  
  • la prise en compte des engagements du Canada envers les peuples autochtones; 
  • la progression des pratiques exemplaires en vue de l’amélioration des résultats en matière de sécurité et d’environnement; 
  • l’inclusion dans un environnement opérationnel cohérent, prévisible et transparent qui contribue à la compétitivité du Canada dans le monde. 
• Améliorer la prise de décisions liées à la surveillance des grands projets, d’une manière conforme à la Loi sur la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones afin de respecter l’engagement du gouvernement du Canada à l’égard de la Réconciliation avec ces peuples.
• Accroître la confiance dans la surveillance réglementaire des projets d’agrandissement du réseau de Trans Mountain et de remplacement de la canalisation 3 d’Enbridge, donc par ricochet dans l’ensemble du secteur des ressources naturelles et sa gestion au Canada.
• Mener une démarche de surveillance axée sur les partenariats entre le fédéral et les membres autochtones du comité.
• Soutenir la mobilisation des Autochtones de même que la prestation de conseils et de recommandations fondée sur l’expertise technique aux organismes de réglementation ou décideurs fédéraux.
• Fournir des ressources aux nations et communautés autochtones pour renforcer la capacité de surveillance réglementaire des projets énergétiques précités.
• Favoriser un environnement opérationnel plus cohérent, prévisible et transparent qui contribue à la compétitivité du Canada dans le monde.

Loi sur la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones et Réconciliation

• La Loi sur la Régie canadienne de l’énergie (« LRCE ») donne à la Régie l’occasion de s’acquitter de son mandat de manière à faire progresser la Réconciliation avec les Premières Nations, les Métis et les Inuits.
  • Le préambule de cette loi fait état des engagements du gouvernement du Canada à l’endroit de la Réconciliation et de la mise en œuvre la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones.
  • Le mandat de la Régie comprend l’obligation d’exercer ses attributions de manière à respecter les engagements du gouvernement à l’égard des droits des peuples autochtones.
  • L’une des priorités du plan stratégique de la Régie est axée sur la Réconciliation et la mise en œuvre de la Loi sur la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones.  
  • Le plan d’action du gouvernement fournit une feuille de route des mesures qui doivent être prises pour mettre en œuvre cette loi. La mesure n^o 34 du plan met à contribution la Régie et Ressources naturelles Canada (« RNCan »).

Mesure 34 du plan d’action 

Contexte

• La mesure 34 du plan d’action a été élaboré conjointement par le Caucus autochtone du CCSA du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, RNCan et la Régie. 
• Cette mesure prévoit que le gouvernement du Canada travaille en consultation et en collaboration avec les Premières Nations, les Métis et les Inuits pour faire ce qui suit :
  • accroître la participation des peuples autochtones aux projets et aux questions qui sont actuellement réglementés par la Régie; 
  • définir des mesures qui permettraient d’exercer l’autorité réglementaire fédérale voulue à l’égard de ces mêmes projets et questions. 

La mesure en question comporte quatre composantes : 

1. Élaborer des règlements permettant au ministre de RNCan de conclure des accords pour que les corps dirigeants autochtones puissent exercer certaines des attributions prévues sous le régime de la LRCE.
2. Modifier le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres et les guides de dépôt de manière à y intégrer les lois, politiques et connaissances autochtones pour ainsi renforcer les mesures visant à prévenir ou à contrer les effets sur les droits des Autochtones de même que sur leurs intérêts.
3. Créer un modèle systémique pour étendre la participation des peuples autochtones à la surveillance de l’infrastructure relevant de la Régie
4. Travailler en consultation et en collaboration pour prendre des mesures choisies, afin de soutenir les corps dirigeants autochtones ou créer d’éventuelles institutions décisionnelles, en vue de l’exercice d’une autorité réglementaire sur les projets et questions du ressort de la Régie.

Remarque : La mesure 34 est une responsabilité partagée avec RNCan et le travail de collaboration avec les CCSA à ce sujet en est aux premiers stades.

Progrès réalisés à ce jour

• En février 2024, le Caucus autochtone du CCSA pour le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, en collaboration avec celui pour le remplacement de la canalisation 3 d’Enbridge, a animé une cérémonie du calumet sur le territoire Tsuut’ina afin de guider le travail de mise en œuvre requis au titre de la mesure 34.
• La cérémonie a été animée par des Aînés et a réuni des représentants des Caucus autochtones, de la Régie et de RNCan.
• En plus de la cérémonie du calumet, les participants ont discuté de la façon de coordonner le travail requis au titre de la mesure 34 et ont participé à la planification stratégique préliminaire concernant l’élaboration d’une structure de leadership pour assurer la responsabilisation de sa mise en œuvre.
• Un groupe de leadership composé des coprésidents autochtones des deux CCSA, de la première vice-présidente de la transparence et de la mobilisation stratégique à la Régie ainsi que du sousministre adjoint de Nòkwewashk à RNCan a été constitué pour surveiller de près la mise en œuvre de la mesure 34 afin de veiller que les actions ainsi menées en fassent progresser les différents objectifs décrits dans le plan d’action de la Loi sur la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones. Des travaux sont en cours pour l’élaboration conjointe d’un mandat visant à orienter le travail de ce groupe.

Suit ici un résumé des travaux en cours pour chacun des éléments propres à la mesure.

Règlement sur les accords ministériels autochtones

• RNCan dirige les travaux d’élaboration du Règlement sur les accords ministériels autochtones qui conférerait au ministre le pouvoir de conclure justement les accords voulus aux termes de la mesure 34.

Règlement de la Régie canadienne de l'énergie sur les pipelines terrestres et guides de dépôt

• En janvier 2022, la Régie a lancé un processus pluriannuel pour améliorer son cadre de réglementation visant les pipelines terrestres et les guides de dépôt.
• En juin 2023, soit après le lancement de la mobilisation relative à la phase 1, le ministère de la Justice, au nom du gouvernement fédéral, a publié la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones et plan d’action du Canada. La mesure 34 du plan comporte un engagement à travailler en consultation et en collaboration avec les communautés, gouvernements et organisations des Premières Nations, des Métis et des Inuits, notamment afin de modifier le Règlement de la Régie canadienne de l'énergie sur les pipelines terrestres et les guides de dépôt.
• La Régie a lancé la mobilisation relative à la phase 2 en juin 2024, axée sur les options techniques d’amélioration. À cette étape, la mobilisation vise à guider la rédaction d’un projet de règlement, lequel fera l’objet d’un appel de commentaires pendant la phase 3.

Modèle systémique visant une plus grande participation des peuples autochtones à la surveillance

• L’engagement visant à élaborer conjointement un mécanisme de surveillance en collaboration du réseau de NOVA Gas Transmission Limited (« NGTL ») a été pris en même temps que celui de la Régie afin d’élaborer, toujours conjointement, un modèle systémique plus général pour la participation des peuples autochtones aux activités de vérification de la conformité des nouveaux projets d’envergure et de l’infrastructure existante du ressort de l’organisme.
• Il avait alors été reconnu qu’un tel modèle systémique devrait intégrer les leçons tirées du mécanisme de surveillance en collaboration du réseau de NGTL (toujours en cours d’élaboration conjointe) et des CCSA mentionnés plus haut, en plus de chercher des occasions propices afin de pousser encore davantage cette collaboration avec différents ministères et organismes fédéraux.
• Plus tard, en 2023, la Régie a continué de démontrer son engagement inébranlable à l’égard de l’objectif d’élaborer conjointement un modèle systémique en incluant ce qui suit dans la mesure 34 du plan d’action :
  Élaborer un modèle systémique visant à accroître la participation des peuples autochtones aux activités de vérification de la conformité et de surveillance tout au long du cycle de vie (conception, construction, exploitation et cessation d’exploitation) de l’infrastructure réglementée par la Régie. Le modèle devrait intégrer les leçons tirées des structures et relations existantes.
• Les leçons tirées de la mobilisation à l’occasion du forum de surveillance autochtone seront intégrées à l’analyse et aux recommandations relatives à la mesure 34, notamment à l’élément 3 (modèle systémique de conformité et surveillance). Ces apprentissages seront présentés à la suite d’une analyse exhaustive des notes de la séance de mobilisation et du rapport sommaire, ainsi que des commentaires directs du personnel de la Régie qui participe au travail du forum.
• À ce stade-ci, il est trop tôt pour dire ce à quoi ressemblera exactement le modèle systémique.
• Il reste encore un travail colossal à accomplir et une longue route à parcourir. Il faudra par exemple amalgamer le forum et les deux CCSA pour façonner un tout systémique à l’égard de la surveillance autochtone à la Régie.
• Une chose est certaine : de tels mécanismes constituent les pierres angulaires de la réussite escomptée. Ensemble, les groupes de surveillance autochtone pour les réseaux de NGTL et de Trans Mountain ainsi que pour la canalisation 3 d'Enbridge exerceront la surveillance d’environ 37 % des pipelines réglementés par la Régie au Canada. C’est un bon début.

Pouvoir décisionnel

• Les travaux n’ont pas encore commencé à ce sujet.

Consentement préalable, donné librement et en connaissance de cause

• La Déclaration des Nations Unies comprend un article qui impose aux États de consulter les peuples autochtones et de coopérer avec eux en vue d’obtenir leur consentement préalable, donné librement et en connaissance de cause, avant l’approbation de tout projet ayant des incidences sur leurs terres, leurs territoires ou leurs ressources.
• Le gouvernement fédéral a précisé qu’un engagement significatif avec les peuples autochtones vise à obtenir leur consentement préalable, lorsque le Canada propose de prendre des mesures ayant une incidence sur eux et les droits qu’ils ont notamment sur leurs terres, leurs territoires et leurs ressources.
• La Commission a indiqué comprendre que la notion du consentement préalable s’attache à la collaboration entre les parties, œuvrant dans un esprit de partenariat et de respect, à la recherche d’un consensus de bonne foi à l’égard des décisions qui peuvent avoir une incidence sur les droits et les intérêts des peuples autochtones.
• La Commission a ajouté qu’elle ne considère pas que cette notion, telle qu’elle est énoncée dans la Déclaration des Nations Unies, constitue une exigence juridique directe au Canada, mais elle juge néanmoins que ses éléments fondamentaux sont certainement des pratiques exemplaires.

Consultation de la Couronne – Messages généraux

• La Régie de l’énergie du Canada est mandataire de la Couronne en vertu du paragraphe 10(2) de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie (« LRCE »).
• L’organisme entend s’acquitter de l’obligation de la Couronne en matière de consultation dans le cadre des processus réglementaires de la Commission de la Régie de l’énergie du Canada.
• Toutes les questions et préoccupations pertinentes soulevées par les peuples autochtones seront examinées par la Commission afin que des mesures d’atténuation ou d’accommodement soient prises, dans la mesure du possible.
• Pour certaines demandes, y compris celles qui nécessitent une décision du gouverneur en conseil (p. ex., présentées aux termes de l’article 183 de la LRCE), la Régie agira à titre de coordonnateur fédéral des consultations de la Couronne et en mènera de nouvelles au besoin auprès des communautés autochtones avant, pendant et après le processus d’audience de la Commission.
• Au cours du processus d’audience, le coordonnateur des consultations de la Couronne (« CCC ») dépose habituellement des observations, qui peuvent comprendre des recommandations, aux fins d’examen par la Commission.
• Le CCC encourage les communautés autochtones à participer directement au processus d’audience.
• Le CCC cherche la collaboration des promoteurs tout au long du processus de réglementation, notamment en les invitant aux réunions de consultation et en partageant avec eux questions ou préoccupations, à des fins d’examen et de réponse, ainsi que les parties pertinentes de ses propres observations afin de les examiner et de valider l’exactitude de l’information dont elles découlent (p. ex., rencontres avec les communautés).

Consultation de la Couronne – Le point

• Depuis l’entrée en vigueur de la LRCE en 2019, le CCC a mené des consultations supplémentaires sur deux projets visés par l’article 183.
• Pour la première fois depuis 2015, des consultations ont été menées sans report des échéances pour le plus récent de ces projets, soit celui de raccordement Northriver dans le nord-est de la Colombie-Britannique. En outre, il n’y a eu aucun litige. Il s’agit là d’autant d’éléments qui favorisent la compétitivité et la prévisibilité.
• Le CCC mène actuellement des consultations supplémentaires sur deux projets visés par l’article 183 : Taylor-Gordondale de Pouce Coupé et agrandissement Sunrise de Westcoast Energy.

Rôle de la Commission de la Régie de l’énergie du Canada

À la Commission incombent les décisions juridictionnelles et son fonctionnement est celui d’un organisme quasi judiciaire, libre de tout lien de dépendance à l’endroit des autres éléments de la structure de gouvernance de la Régie de l’énergie du Canada ainsi que du gouvernement fédéral.

• Bien qu’indépendante, la Commission est néanmoins intégrée à la Régie et contribue à la réalisation de son mandat global, à la mise en œuvre de ses priorités stratégiques et s’il y a lieu à l’atteinte des résultats organisationnels escomptés.
• La Commission rend des décisions dans le cadre du mandat qui lui est confié par la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie (« LRCE ») et d’autres lois.
  • Dans l’exercice de ses fonctions quasi judiciaires, la Commission se conforme à l’objet et aux dispositions de la LRCE, tout en reconnaissant et en respectant les droits des peuples autochtones protégés par l’article 35 de la Loi constitutionnelle de 1982.
  • La Commission se conforme également aux exigences de la partie III de la Loi sur les langues officielles, aux règles de justice naturelle et à la jurisprudence pertinente.
• La prévisibilité du calendrier de prise de décisions relatives aux demandes est un élément clé de la compétitivité du cadre de réglementation. Au cours de l’exercice 2022-2023, la Commission a respecté tous les délais ainsi impartis pour mener à bien ses évaluations et formuler ses recommandations ou décisions.

Statistiques de la Régie de l’énergie du Canada

Mandate

• La Loi sur la Régie canadienne de l’énergie (« LRCE »), entrée en vigueur en 2019, précise le mandat de l’organisme.
• La Régie supervise environ 71 000 km de pipelines sous réglementation fédérale, de la conception des projets jusqu’à la fin de leur vie utile, afin d’assurer la livraison de l’énergie, de façon sécuritaire et efficace, au Canada et ailleurs dans le monde. Elle réglemente également des lignes de transport d’électricité d’une longueur approximative de 1 500 km qui franchissent la frontière canado-américaine.
• La Régie joue un rôle important en matière de réglementation sur le plan économique au niveau des droits et tarifs pipeliniers ainsi que des exportations d’énergie.
• En plus de ses fonctions de réglementation, la Régie a pour mandat de fournir aux Canadiens des données de même que des analyses qui éclairent la prise de décisions et le dialogue sur l’énergie au Canada. Cela comprend la modélisation intégrale en vue d’émissions nettes nulles de gaz à effet de serre d’ici 2050 dans la série de rapports sur l’avenir énergétique du Canada.
• Le mandat de la Régie est défini dans la LRCE, entrée en vigueur en 2019. L’organisme a alors remplacé l’Office national de l’énergie.

Plan stratégique

• Le plan stratégique de la Régie comporte trois volets.
  • La mission porte sur ce qu’elle fait chaque jour en vertu de la LRCE.
  • La vision balise clairement le chemin à emprunter.
  • Les quatre priorités stratégiques rendent compte des domaines où des améliorations ou encore des efforts concertés sont nécessaires pour réaliser mission et vision.
• Mission - La Régie réglemente les infrastructures énergétiques de manière à prévenir les préjudices et à veiller que l’énergie est acheminée de manière sécuritaire, fiable, concurrentielle et durable sur le plan de l’environnement, partout au Canada et ailleurs dans le monde. L'organisme reconnaît et respecte les droits inhérents et protégés par la Constitution des Premières Nations, des Inuits et des Métis. Il fournit de l’information ainsi que des analyses pertinentes en matière d’énergie pour expliquer et soutenir la transition du Canada vers un avenir carboneutre.
• Vision - La Régie est un chef de file reconnu en matière de réglementation de l’infrastructure énergétique. Elle s’emploie à assurer le transport sécuritaire, fiable, concurrentiel et durable sur le plan environnemental de l’énergie. Elle a su gagner la confiance des Canadiens en plus de défendre les droits inhérents et protégés par la Constitution des Premières Nations, des Inuits et des Métis. Son engagement envers l’excellence en matière de réglementation améliore la compétitivité du Canada sur la scène mondiale.
• Priorités stratégiques
  • Confiance : La Régie cultive la confiance de la population canadienne en remplissant sa mission avec efficacité et en plaçant la sécurité à l’avant-plan. Elle mobilise et responsabilise sa main-d’œuvre diversifiée. L’organisme renforce les relations qui protègent les droits et les intérêts des Premières Nations, des Inuits et des Métis en plus de mobiliser de façon significative toutes les parties prenantes tout en communiquant de façon transparente avec elles.
  • Avancement de la Réconciliation et mise en œuvre de la Déclaration des Nations Unies : La Régie met en œuvre la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones (« Déclaration des Nations Unies ») et respecte les engagements pris dans le plan d’action de la Loi sur la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones. À cette fin, elle mise sur la reconnaissance des droits, le respect, la coopération et la création de partenariats pour travailler avec les gouvernements, les communautés et les organisations des Premières Nations, des Inuits et des Métis. L’organisme continue de renforcer ses compétences autour de la culture autochtone.
  • Compétitivité et excellence en matière de réglementation : La Régie améliore la compétitivité du Canada à l’échelle mondiale grâce à un leadership en matière d’innovation et de pratiques exemplaires de réglementation qui vise l’efficience, la transparence, la prévisibilité et l’efficacité des processus de réglementation.
  • Préparation pour l’avenir énergétique : La Régie participe au processus de transition énergétique en mettant son expertise et ses connaissances au service de l’évolution de la filière énergétique canadienne vers une économie à zéro émission nette. Elle met l’accent sur l’innovation, la sécurité, la compétitivité ainsi qu’une infrastructure de transport d’énergie sûre et fiable qui résiste aux effets des changements climatiques.

Programme d’information sur l’énergie de la Régie

• Vu le rythme croissant des changements sur les marchés énergétiques canadien et mondial de même que dans les politiques climatiques, la nécessité d’une analyse à jour des tendances en matière d’énergie est plus grande que jamais.
• L’analyse est factuelle, opportune et pertinente. Elle vise à enrichir le dialogue sur l’énergie au Canada.
• La Régie a pour objectif de publier des produits d’information destinés à un vaste auditoire qui reflètent le large éventail des questions pertinentes en matière d’énergie au Canada de façon attrayante et transparente.
• Le programme d’information sur l’énergie, qui comprend les rapports phares sur l’avenir énergétique du Canada, est l’une des quatre responsabilités essentielles de la Régie.
• Cette série de rapports a par ailleurs été élargie pour inclure une modélisation conforme à l’engagement du Canada à atteindre la carboneutralité d’ici 2050, comme l’a demandé l’honorable Jonathan Wilkinson, ministre des Ressources naturelles, en décembre 2021.

Budget annuel

• Dans son budget de 2023, le gouvernement s’est engagé à réduire les dépenses de 14,1 milliards de dollars sur cinq exercices à compter de 2023-2024 et de 4,1 milliards de dollars par année par la suite.
• Pour respecter cet engagement, la Régie projette d’instaurer les réductions de dépenses ciaprès.
  • 2024–2025 : 2 859 000 $
  • 2025–2026 : 3 763 000 $
  • 2026–2027 et par la suite : 5 000 000 $
• Ce qui suit illustre les dépenses de 2024-2025 par responsabilité essentielle et pour les services internes.
  • Processus décisionnel : 28 730 875 $ (25,79 %)
  • Surveillance de la sécurité et de l’environnement : 22 962 958 $ (20,61 %)
  • Information sur l’énergie : 6 780 584 $ (6,09 %)
  • Mobilisation : 9 187 376 $ (8,25 %)
  • Services internes : 43 731 861 $ (39,26 %)

Recouvrement des frais

• La Régie est financée au moyen de crédits parlementaires.
• Le gouvernement du Canada recouvre environ 99 % de ces crédits auprès du secteur réglementé par la Régie.
• Conformément à la LRCE, les frais recouvrés doivent être attribuables à l’exécution du mandat de la Régie.
• Le Règlement sur le recouvrement des frais de l’Office national de l’énergie définit la nature des coûts recouvrés par la Régie et la façon de procéder.
• La Régie consulte les sociétés réglementées par l’entremise du comité de liaison sur le recouvrement des frais, composé de représentants de l’industrie et du gouvernement.

Personnel

• Plus de 500 personnes, disséminées à la grandeur du Canada, s’affairent chaque jour, au nom de la population qu’elles servent, à veiller à ce que l’infrastructure énergétique du ressort de la Régie soit conçue et exploitée selon les normes les plus rigoureuses. Cette équipe se compose de spécialistes qui aiment leur travail, notamment :
  • des ingénieurs;
  • des scientifiques;
  • des auditeurs;
  • des inspecteurs;
  • des spécialistes des questions socioéconomiques;
  • des avocats;
  • des économistes.

Date de modification :

2025-01-08