Réseau pipelinier du Canada – Tendances et évolution de 2021 à 2025

1. La capacité pipelinière a augmenté, mais la forte croissance de la production canadienne de pétrole brut a continué de saturer les oléoducs de l'Ouest canadien.

• La production annuelle moyenne de pétrole dans l’Ouest canadien est passée de 4,5 millions de barils par jour (Mb/j) en 2021 à 5,1 Mb/j en 2025, soit une hausse de 14 %. Le Canada était le quatrième producteur de pétrole brut au monde, comptant pour 6,5 % de la production mondiale.
• La plus grande partie de la production de pétrole canadienne est exportée par pipeline. Les quatre principaux pipelines d’exportation de pétrole brut de l’Ouest canadien sont le réseau principal au Canada d’Enbridge, le réseau de Trans Mountain, le pipeline Keystone et le pipeline Express. La capacité combinée de ces quatre pipelines représente toujours environ 96 % de la capacité totale de transport depuis le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (« BSOC »).
• La capacité des pipelines réglementés par la Régie qui transportent le pétrole de l’Ouest canadien a augmenté d’environ 0,9 Mb/j (environ 20 %) entre janvier 2021 et décembre 2025. En 2021 et 2023, la quantité de pétrole de l’Ouest canadien disponible pour l’exportation dépassait la capacité pipelinière. Les agrandissements du réseau principal au Canada d’Enbridge et du réseau de Trans Mountain ont permis d’augmenter la capacité en 2021 et 2024 et ont contribué à réduire les contraintes. Néanmoins, les pipelines fonctionnaient au maximum de leur capacité vers la fin de l’année 2025, ce qui indique que la capacité de transport hors du BSOC est demeurée extrêmement limitée en raison de l’augmentation de la production pétrolière^{Note de bas de page 1}.
• Des projets d’oléoducs sont à l’étude partout au Canada, notamment des agrandissements de réseaux existants et des propositions de nouvelle infrastructure pipelinière qui pourraient accroître la capacité de transport.

2. Les prix du pétrole brut de l’Ouest canadien se sont rapprochés de ceux du pétrole américain depuis la mise en service de nouvelles capacités pipelinières.

• Les prix de référence du pétrole brut lourd canadien sont inférieurs à ceux du pétrole léger mondial. Cet écart de prix s’est rétréci au milieu de 2024, après la mise en service du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, qui a atténué les contraintes liées à la capacité de transport depuis l’Ouest canadien et ainsi fait augmenter le prix relatif du pétrole brut canadien. L’écart (ou différentiel) est généralement demeuré stable jusqu’en 2025.
• Au cours des dix dernières années, l’offre de pétrole brut de l’Ouest canadien a souvent surpassé les capacités des raffineries locales et des pipelines d’exportation, ce qui a fait en sorte que les prix du brut canadien se sont souvent retrouvés à la traîne par rapport aux références mondiales. Durant ces périodes, le chemin de fer a comblé une plus grande partie du déficit en matière de transport. Depuis le milieu de 2024, les volumes transportés par chemin de fer sont en baisse, mais demeurent stables, les écarts de prix sur le brut canadien étant restés plus faibles.

3. Les exportations canadiennes de pétrole brut se sont légèrement diversifiées vers des marchés autres que les États-Unis, mais ces derniers demeurent leur principale destination.

• Depuis la mise en service du réseau agrandi de Trans Mountain au milieu de 2024, la part des exportations de pétrole brut vers des destinations autres que les États-Unis est passée de 2 % en 2021 à 10 % en 2025.
• Le Canada produit une plus grande proportion de pétrole lourd, comme le bitume. Une part importante des capacités de raffinage mondiales est conçue pour traiter du pétrole lourd. Aux États-Unis par exemple, environ 70 % de la capacité est optimisée pour traiter du pétrole brut plus lourd que celui qui est habituellement produit dans ce pays.
• Les raffineries canadiennes transforment environ un quart de la production totale du Canada, la majeure partie de celle-ci étant destinée à l’exportation. Les raffineries situées dans des provinces éloignées des sources de production de l’Ouest canadien – à savoir l’Ontario, le Québec et le Nouveau-Brunswick – dépendent systématiquement, dans une certaine mesure, du pétrole brut importé. Les raffineries de l’Ontario et du Québec traitent à la fois du pétrole brut provenant de l’Ouest canadien, acheminé par des oléoducs passant par les États-Unis, et du pétrole brut importé par pipeline et par navire.

1. La production de gaz naturel au Canada a connu une hausse entre 2021 et 2025, notamment grâce à la production à faible coût de gaz riches en liquide dans l’Ouest du pays.

• La production canadienne de gaz naturel commercialisable, qui provient presque exclusivement de l’Ouest, s’est élevée en moyenne à 19,1 milliards de pieds cubes par jour (« Gpi³/j ») en 2025, soit une hausse de 18 % par rapport aux 16,1 Gpi³/j enregistrés en 2021. En tant que cinquième producteur de gaz naturel au monde, le Canada compte pour 5 % de la production mondiale.
• La formation de Montney, en Alberta et en Colombie-Britannique, a été le principal moteur de cette croissance, représentant plus de la moitié de la production gazière du Canada en 2025. Cette formation riche en liquides a amélioré la rentabilité de la production, car les liquides de gaz naturel sont extraits et commercialisés séparément, ce qui ajoute une source de revenus supplémentaire et augmente la valeur de chaque unité de gaz produite. De plus, le forage horizontal, la fracturation hydraulique en plusieurs étapes et l’amélioration constante des pratiques d’exploitation ont permis de réduire le coût par unité de gaz récupéré et de mieux exploiter certaines ressources, en particulier le gaz de réservoirs étanches et le gaz de schiste.
• Environ les trois quarts de la production canadienne sont acheminés par le réseau de NGTL.

2. Entre 2021 et 2025, les exportations de gaz naturel vers les États-Unis ont augmenté et, en 2025, la mise en service de LNG Canada a permis au Canada d’effectuer ses premières exportations d’importance vers d’autres pays.

• Entre 2021 et 2025, pendant que la production de gaz naturel au Canada progressait, les exportations ont augmenté de 18 %, pour atteindre 9,1 Gpi³/j en 2025. Les exportations vers les États-Unis ont augmenté, car la demande américaine de gaz naturel a été stimulée par les exportations de GNL depuis la côte américaine du golfe du Mexique, la production d’électricité à partir du gaz et, plus récemment, l’augmentation de la demande d’électricité des centres de données.
• Les toutes premières exportations de GNL à grande échelle depuis un site canadien ont débuté au deuxième semestre de 2025, lorsque l’installation de LNG Canada a été mise en service en juin et qu’elle a progressivement augmenté vers sa capacité nominale de 1,9 Gpi³/j. Des capacités supplémentaires d’exportation de GNL de plus de 4,5 Gpi³/j sont actuellement proposées, prévues ou en cours de construction sur la côte de la Colombie-Britannique.
• Les écarts qui persistent entre les prix sur les marchés du gaz naturel nord-américains et ceux qui prévalent en Asie et en Europe ont fortement favorisé les exportations de GNL à partir de l’Amérique du Nord. En 2025, les principales destinations des exportations canadiennes de GNL étaient la République de Corée (38 %), le Japon (31 %) et la Chine (22 %).

3. Malgré une forte hausse de leur capacité, les gazoducs partant des zones de production de l’Ouest canadien ont été fortement sollicités entre 2021 et 2025. La capacité de réserve limitée a fait en sorte que les prix du gaz naturel dans l’ouest du Canada étaient nettement moins intéressants que ceux des autres régions d’Amérique du Nord.

• Entre janvier 2021 et décembre 2025, une capacité de plus de 4 Gpi³/j a été ajoutée aux principaux axes de transport de gaz naturel qui relient les sites de production de l’Ouest canadien aux marchés nationaux et internationaux. Une grande partie de cette nouvelle capacité est entrée en service en 2025, parallèlement à la mise en service du pipeline Coastal GasLink, réglementé au niveau provincial, et au démarrage des exportations de GNL depuis la côte Ouest. À la fin de 2025, les nouvelles capacités étaient en grande partie utilisées pour répondre à l’augmentation de la production de gaz naturel^{Note de bas de page 2}, bien qu’une certaine capacité de réserve subsistait aux points de livraison desservant le site de LNG Canada toujours en expansion. Par ailleurs, une portion d’environ 1,3 Gpi³/j de cette nouvelle capacité a été ajoutée à des points clés pour répondre à la demande en Alberta, ce qui représente une augmentation d’environ 21 %. Avec une consommation de 7,1 Gpi³/j, l’Alberta représentait plus de la moitié de la demande canadienne en gaz naturel en 2025.
• Les principaux pipelines partant du BSOC, soit le réseau de NGTL, le pipeline Westcoast (BC Pipeline) et le pipeline Alliance, ont généralement fonctionné à pleine capacité entre 2021 et 2025, en particulier pendant les périodes de pointe. Les flux combinés moyens aux six points clés qui constituent les principales voies de transport du gaz en provenance de l’Ouest canadien ont augmenté de 17 % entre 2021 et 2025.
• La capacité des gazoducs, limitée et parfois restreinte, a contribué à créer une dynamique de prix difficile pour les producteurs de gaz naturel de l’Ouest canadien. En 2025, les prix annuels dans l’Ouest canadien se situaient en moyenne autour de 1,6 $ CA/GJ, contre 4,7 $ CA/GJ au carrefour Henry (la principale référence en Amérique du Nord). La volatilité des prix du gaz naturel en Amérique du Nord s’est accentuée ces dernières années, et les écarts de prix se sont creusés, ce qui a eu pour effet de réduire davantage les prix dans l’Ouest canadien. Entre 2021 et 2025, de brèves périodes de prix négatifs se sont produites chaque année dans l’Ouest canadien, entraînant parfois des réductions de la production à court terme pour équilibrer le marché.

4. Les flux de gaz naturel vers l’Ontario ont évolué en fonction des fluctuations de l’offre et de la demande, tandis que les Maritimes disposaient d’options d’approvisionnement limitées.

• Entre 2021 et 2025, le centre du Canada a importé des volumes croissants de gaz naturel en provenance de l’ouest du pays, une tendance qui reflète la demande grandissante dans cette région et la stabilisation des importations en provenance des États-Unis, en raison d’une concurrence accrue pour l’approvisionnement en gaz naturel américain.
• Les provinces maritimes ont continué de compter sur les importations de GNL pendant les périodes de pointe puisque l’offre et les infrastructures de stockage de gaz naturel locales sont limitées et que les capacités des gazoducs sont restreintes. La capacité pipelinière limitée dans le Nord-Est des États-Unis réduit la capacité des marchés des Maritimes et du Nord-Est des États-Unis d’avoir accès à des approvisionnements croissants provenant du bassin appalachien des États-Unis.

1. La demande croissante de diluant dans le secteur des sables bitumineux a été satisfaite grâce à une augmentation de la production nationale et à une hausse des importations par pipeline en provenance des États-Unis.

• La demande régionale de diluants a augmenté parallèlement à la hausse de la production de bitume et de pétrole lourd dans l’Ouest canadien. Les principaux diluants utilisés sont les condensats et les pentanes plus, qui sont incorporés à cette production pour qu’elle puisse être transportée par pipeline.
• Dans l’Ouest canadien, la production de condensats et de pentanes plus a augmenté de manière constante au cours des cinq dernières années, passant de 390 kb/j en 2021 à 464 kb/j en 2025 (soit une hausse de 20 %), contribuant ainsi à répondre à la demande croissante en diluants dans cette région.
• Environ le tiers de la demande en condensats et en pentanes plus au cours des deux dernières années a été comblée grâce à des importations en provenance des États-Unis par deux pipelines réglementés par la Régie : Southern Lights et Cochin. Les deux pipelines fonctionnent à pleine capacité ou presque.

2. La mise en place de nouvelles infrastructures ferroviaires et maritimes a favorisé la croissance et la diversification des exportations canadiennes de propane.

• Les nouveaux terminaux d’exportation maritimes de la Colombie-Britannique ont permis aux producteurs canadiens d’accéder aux marchés internationaux d’Asie et à d’autres destinations outre-mer. En 2019, le premier terminal d’exportation de propane du Canada – le terminal de Ridley Island d’AltaGas – a commencé à exporter du propane liquéfié en Asie. Un deuxième terminal d’exportation de propane, celui de Prince Rupert appartenant à Pembina Pipeline, a commencé ses exportations en avril 2021. Des capacités supplémentaires sont en cours de développement, notamment l’installation d’exportation d’énergie de Ridley Island (une coentreprise entre AltaGas et Royal Vopak).
• Le Canada a exporté 80 kb/j de propane par voie maritime en 2025, ce qui représente une augmentation d’un tiers par rapport à ses volumes d’exportation de 2021.
• Le chemin de fer est resté le principal mode de transport pour le propane et le butane au Canada, notamment depuis les régions productrices de l’Ouest canadien vers le Midwest américain et la côte américaine du golfe du Mexique, le centre du Canada et les terminaux d’exportation maritimes sur la côte Ouest de la Colombie-Britannique.

3. La quantité d’éthane laissée dans le flux de gaz naturel du Canada a considérablement augmenté, alors que la production d’éthane est restée relativement stable.

• Contrairement aux autres LGN, l’éthane n’est habituellement pas transporté par train ou par camion. Les réseaux pipeliniers intègrent l’offre nationale et importée afin de répondre à la demande en éthane des installations pétrochimiques de l’Alberta et de l’Ontario, qui est restée relativement stable.
• Comme la production de gaz naturel riche en liquides au Canada a augmenté depuis 2021, la quantité d’éthane présente dans le gaz naturel acheminé par les principaux gazoducs réglementés par la Régie a doublé. Au besoin, une plus grande quantité d’éthane pourrait être produite à partir du flux gazeux pour répondre à une hausse de la demande des installations pétrochimiques.

1. Les taux d’utilisation des raffineries canadiennes sont élevés depuis que la demande est revenue à ses niveaux d’avant la pandémie, et l’origine et le type de pétrole brut qu’elles transforment varient d’une région à l’autre du pays.

• Le Canada compte 16 raffineries en activité qui, au total, peuvent traiter environ 1,9 Mb/j de pétrole brut. Les taux d’utilisation des raffineries canadiennes se situent en moyenne entre 88 % et 90 % depuis 2022, l’offre et la demande de produits pétroliers raffinés (« PPR ») étant revenues à leurs niveaux d’avant la pandémie. Ces raffineries ont assuré la stabilité d’une gamme de produits au niveau régional, les carburants destinés aux transports, notamment l’essence pour moteur et le mazout léger (y compris le diesel), représentant la majeure partie de la production des raffineries canadiennes et de la demande intérieure.
• La capacité de raffinage du Canada est concentrée en Alberta, en Ontario, au Québec et au Nouveau-Brunswick, et certaines régions dépendent des approvisionnements en PPR provenant d’autres provinces ou pays pour répondre à la demande. L’Ouest canadien produit généralement assez de PPR pour répondre à ses besoins, et l’Alberta fournit certains volumes à la Colombie-Britannique (qui importe aussi de l’étranger), à la Saskatchewan, au Manitoba, au Yukon et aux Territoires du Nord-Ouest. Plus à l’est, l’Ontario, le Québec et le Canada atlantique comptent aussi sur l’offre d’autres provinces pour répondre à la demande régionale, ainsi que sur les importations, principalement en provenance des États-Unis.
• Les pipelines, les navires, les trains et les camions transportent les PPR entre les raffineries et les marchés de destination régionaux partout au Canada. Bien que l’Ouest canadien, l’Ontario et le Québec dépendent principalement du transport par pipeline des produits pétroliers raffinés, le Canada atlantique et les Territoires du Nord Canadian dépendent davantage d’autres modes de transport en raison de l’absence d’infrastructure pipelinière.
• Les raffineries de l’Ouest canadien ont traité principalement du pétrole brut synthétique et lourd, issu presque exclusivement de la production nationale. Les raffineries de l’Ontario et du Québec s’approvisionnaient principalement en pétrole brut transporté depuis l’Ouest canadien par des pipelines passant par les États-Unis, tout en important également certains volumes produits aux États-Unis. Pour l’Ontario et le Québec, il s’agissait surtout de pétrole brut léger, moyen et synthétique. Le Nouveau-Brunswick, où se trouve la plus grande raffinerie au Canada, dépend principalement des pétroles bruts conventionnels légers et moyens importés.

1. Sur la plupart des grands pipelines réglementés par la Régie, les droits étaient toujours établis au moyen de règlements négociés entre les sociétés pipelinières et les parties intéressées.

• Depuis 2021, des règlements négociés sur les droits ont été conclus pour plusieurs grands oléoducs et pipelines de liquides réglementés par la Régie, dont le réseau principal au Canada d’Enbridge, le réseau de Trans Mountain, et le réseau de Pipelines Trans-Nord, ainsi que pour des gazoducs, dont ceux d’Alliance, de Westcoast (BC Pipeline) et de NGTL, ainsi que le réseau principal au Canada de TC.

2. La Régie a continué d’exiger des sociétés qu’elle réglemente qu’elles mettent de côté des fonds pour couvrir les coûts futurs de la cessation d’exploitation de leurs pipelines.

• Les sociétés qui ont recours à des fiducies pour financer la cessation d’exploitation de leurs pipelines doivent disposer d’environ 16,3 milliards de dollars (en dollars de 2023) pour couvrir les coûts futurs de cessation d’exploitation de leurs pipelines, et versent chaque année des contributions à ces fiducies. Au 31 décembre 2025, ces sociétés avaient versé environ 4,7 milliards de dollars dans leurs fiducies, et le solde sera versé au cours des prochaines années.
• Les sociétés ayant recours à une lettre de crédit ou à un cautionnement pour financer la cessation d’exploitation de leurs pipelines doivent disposer d’un montant estimatif d’environ 367 millions de dollars (en dollars de 2028). Au 31 décembre 2025, les lettres de crédit et les cautionnements couvraient respectivement 233 millions de dollars et 134 millions de dollars, pour un total de 367 millions de dollars.

1. La base tarifaire et les produits des sociétés du groupe 1 ont augmenté considérablement depuis 2021, en raison des projets d’immobilisations qui ont été réalisés pour accroître la capacité.

• Depuis 2021, la base tarifaire totale des sociétés pipelinières du groupe 1 a augmenté de 39,2 milliards de dollars (101,3 %), principalement en raison de l’entrée en service du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain en 2024, qui a entraîné une hausse de 33 milliards de dollars de sa base tarifaire depuis 2021, et des agrandissements du réseau de NGTL, dont la base tarifaire a augmenté de 5 milliards de dollars.
• Les produits annuels totaux des sociétés pipelinières du groupe 1 ont également augmenté d’environ 38 % depuis 2021, pour atteindre environ 14,2 milliards de dollars en 2025. Les réseaux ayant généré les produits annuels les plus élevés sont le réseau de NGTL (3,8 milliards de dollars), le réseau principal au Canada d’Enbridge (3,0 milliards de dollars) et le réseau de Trans Mountain (2,9 milliards de dollars).

2. La participation des communautés autochtones à la propriété de grandes infrastructures énergétiques au Canada ne cesse de croître.

• L’augmentation de la participation des communautés autochtones a été facilitée par les sociétés pipelinières réglementées par la Régie, qui ont réorganisé leur structure en sociétés en commandite. Grâce à cette approche, il est plus facile pour plusieurs partenaires autochtones de détenir une participation dans une société, en particulier lorsqu’il y a plusieurs propriétaires minoritaires. Par exemple, en juillet 2025, 38 Premières Nations, par l’intermédiaire de Stonlasec8 Indigenous Alliance Limited Partnership, ont pris une participation de 12,5 % dans le pipeline Westcoast (BC Pipeline) réglementé par la Régie. Cette participation a été soutenue par une garantie de prêt de 400 millions de dollars dans le cadre du Programme de garantie de prêts pour les Autochtones, du gouvernement fédéral.