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La Régie de l’énergie du Canada réglemente divers aspects économiques des pipelines qui relèvent de sa compétence, notamment les droits et tarifs, l’obligation pour les sociétés d’avoir accès à des ressources financières pour couvrir les coûts liés à un éventuel rejet pipelinier accidentel ou non maîtrisé, ainsi que la mise de côté des sommes nécessaires pour couvrir les coûts futurs liés à la cessation d’exploitation. Une réglementation économique efficace aide la Régie à remplir sa mission, qui consiste à réglementer les infrastructures énergétiques pour prévenir les préjudices et s’assurer 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. La section « Au sujet de la Régie de l’énergie du Canada », dans l’introduction du présent rapport, donne plus de détails sur son mandatNote de bas de page 1.
Comme il peut s’avérer plus rentable de construire un seul pipeline de grande taille plutôt que plusieurs petits pipelines concurrents, les installations réglementées par la Régie se retrouvent souvent en situation de monopole sur les marchés qu’elles desservent et disposent donc d’un pouvoir de marché. Grâce à une réglementation économique efficace, la Régie veille à ce que la société qui détient un pouvoir de marché n’en abuse pas et à ce que les droits appliqués aux services pipeliniers soient justes, raisonnables et exempts de distinction injuste.
La Régie réglemente les droits et tarifs des sociétés pipelinières qui relèvent de sa compétence. Les droits sont les tarifs que les expéditeurs paient pour transporter leur produit sur un pipeline, et les tarifs précisent les conditions de service et d’accès au pipeline, ainsi que les droits, règles et règlements qui s’appliquent au pipeline. La Régie réglemente les droits et les tarifs pour s’assurer que les droits exigés pour le transport sur les pipelines sont justes, raisonnables et exempts de toute distinction arbitraire.
Une société pipelinière ne peut percevoir de droits qui ne font pas partie du tarif déposé auprès de la Régie ou qui n’ont pas été approuvés par une ordonnance de la Commission. Les sociétés pipelinières doivent également déposer leurs tarifs auprès de la Régie. Les tarifs peuvent notamment inclure les éléments suivants :
La Régie surveille activement la conformité aux exigences réglementaires relatives aux droits et tarifs. Elle surveille activement la conformité aux exigences réglementaires relatives aux droits et tarifs, notamment en s’assurant que les sociétés déposent les documents de conformité périodiques requis, en réalisant des audits au titre de la réglementation financièreNote de bas de page 2 et en recueillant les commentaires des expéditeurs au moyen d’un sondage annuelNote de bas de page 3.
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. Lorsqu’une plainte est déposée, la Commission peut établir un processus en vue d’examiner les questions qui y sont liées.
Aux fins de la réglementation financière, les sociétés pipelinières réglementées par la Régie sont réparties en deux groupes.
En septembre 2026, la Régie réglementait 13 sociétés du groupe 1 et 90 du groupe 2.
Lorsqu’elle fixe les droits de transport d’une société du groupe 1, le Régie a habituellement recours à l’une ou l’autre de deux démarches. La première consiste à examiner une demande détaillée visant les droits déposée auprès d’elle par la société. La seconde, beaucoup plus courante, consiste à examiner un règlement négocié sur les droits conclu entre une société pipelinière et ses expéditeurs, en prenant en compte les commentaires d’autres parties ayant un intérêt commercial à l’égard des droits, conformément aux Lignes directrices révisées relatives aux règlements négociés pour le transport, les droits et les tarifs (« lignes directrices sur les règlements »). Ces démarches sont traitées plus en détail ci‑dessous.
Pour les sociétés du groupe 2, la Régie a recours à une méthode fondée sur les plaintes pour réglementer les droits et tarifs. Comme mentionné précédemment, les expéditeurs ou les autres parties qui ne parviennent pas à résoudre une préoccupation avec une société pipelinière peuvent déposer une plainte auprès de la Régie. La méthode fondée sur les plaintes applicables aux sociétés du groupe 2 prévoit que, si aucune plainte n’est déposée, la Commission supposera que les droits sont justes et raisonnables et ne procédera généralement pas à un examen approfondi des droits établis par ces sociétés. En vertu de cette méthode, les sociétés pipelinières du groupe 2 doivent fournir aux expéditeurs et aux autres personnes intéressées suffisamment de renseignements sur les droits et tarifs pour qu’ils puissent déterminer si une plainte est justifiée.
Auparavant, les sociétés pipelinières du groupe 1 déposaient périodiquement (p. ex., une fois par année) des demandes détaillées visant les droits, dans lesquelles elles justifiaient chacun des éléments de ces demandes. Ce processus se traduisait souvent par de longues audiences portant sur de nombreuses demandes.
Depuis le milieu des années 1980, la Régie et son prédécesseur, l’Office national de l’énergie, encouragent les sociétés à négocier des règlements pour accroître l’efficacité et l’efficience du processus réglementaire et ainsi éviter le dépôt de demandes détaillées et la tenue des audiences qui en découlent. Les règlements négociés, dont il est question ci-dessous, sont devenus la norme pour les pipelines réglementés par la Régie.
Un règlement négocié est une entente conclue entre une société pipelinière et ses expéditeurs, qui prend également en compte les commentaires pertinents des éventuelles parties ayant un intérêt commercial à l’égard des droits. Il peut couvrir la totalité des éléments liés aux droits et tarifs d’un pipeline, ou seulement certains d’entre eux. Un règlement négocié porte souvent sur la conception et les niveaux des droits, ainsi que sur les services. Il peut prendre de nombreuses formes, et la Commission et l’Office ont utilisé diverses méthodes pour approuver les droits, procurant ainsi aux parties la souplesse nécessaire pour trouver des solutions axées sur le marché. Par exemple, certains règlements négociés comprennent des droits qui varient d’une année à l’autre et qui découlent explicitement d’un besoin en produits où chaque élément de coût important est détailléNote de bas de page 4, alors que d’autres comportent des droits négociés qui sont fixés pour plusieurs années sans lien direct avec un besoin en produits.
Les lignes directrices sur les règlements établissent les critères acceptables pour un processus de règlement. En général, la Commission s’emploie à garantir que toutes les parties intéressées aient une chance égale de participer au processus et que le résultat soit accepté de toutes. Si aucune partie ne s’oppose à un règlement négocié présenté à la Régie, la Commission peut conclure que les droits qui en découlent sont justes et raisonnables et le soumettra à un processus minimal, s’en remettant ainsi au jugement et à la capacité des parties, toutes deux rompues à la négociation, à défendre de manière adéquate leurs propres intérêts. Conformément aux lignes directrices sur les règlements, la Commission peut toutefois examiner des considérations d’intérêt public plus larges, allant au-delà des intérêts des parties aux négociations, et envisager la poursuite du processus. Dans le passé, la Commission a reconnu que les règlements négociés reposent sur des concessions mutuelles et approuve ou rejette donc les règlements négociés dans leur intégralité, plutôt que d’en modifier une partie.
Une société pipelinière peut aussi déposer une demande d’approbation si elle n’a pas obtenu l’appui de tous ses expéditeurs et des autres parties ayant un intérêt commercial à l’égard des droits, mais qu’elle dispose, selon elle, d’une entente justifiant qu’elle sollicite l’autorisation de la Commission. C’est ce qu’on appelle un « règlement contesté ». En pareil cas, la Commission peut décider de ce qui suit :
Les règlements négociés des sociétés du groupe 1 ci-dessous illustrent les règlements négociés approuvés conformément aux lignes directrices sur les règlements, ainsi que les demandes comportant des éléments négociés importants qui ont été approuvées dans le cadre du processus d’évaluation des demandes détaillées visant les droits.
Par souci de clarté, bien que les demandes détaillées visant les droits comportent souvent d’importantes composantes négociées, si une demande ne répond pas aux critères des lignes directrices sur les règlements permettant de déterminer si un processus est acceptable, ou encore si le demandeur ne présente pas sa demande aux termes de ces lignes directrices, sa demande sera considérée comme une demande détaillée visant les droits.
Règlements négociés pour les oléoducs et les pipelines de liquides
Les sociétés exploitant des oléoducs et des pipelines de liquides ont mis en œuvre plusieurs nouveaux règlements au cours des dernières années. La figure 1 présente les règlements en vigueur et passés visant des oléoducs et des pipelines de liquides, approuvé par La Régie de l’énergie du Canada ou l’Office national de l’énergie.
L’entente de tarification concurrentielle visant la canalisation principale au Canada d’Enbridge a pris fin le 1er juillet 2021 et a été remplacée par le règlement sur les droits de la canalisation principaleNote de bas de page 5, qui sera en vigueur jusqu’au 31 décembre 2028.
La méthode de conception des droits pour le réseau agrandi de Trans Mountain ULC (« Trans Mountain ») a été approuvée initialement dans les Motifs de décision RH-001-2012Note de bas de page 6 et est entrée en vigueur le 1er mai 2024, date de mise en service du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain. La méthode de conception des droits permettait de calculer les droits en fonction principalement des coûts en capital requis pour la construction du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, tout en incluant certains coûts variables qui peuvent être recouvrés auprès des expéditeursNote de bas de page 7. En juillet 2026, Trans Mountain a déposé une demande d’approbation d’un nouveau règlement négocié sur les droits, les tarifs et d’autres questions liées au service de transport sur son réseau. Ce règlement visait notamment à établir le cadre de tarification applicable au réseau de Trans Mountain à compter du 1er janvier 2027. La demande a été approuvée par la Commission le 28 septembre 2026.
Pour le réseau de Pipelines Trans-Nord Inc. (« PTNI »), les droits ont été calculés pendant de nombreuses années conformément aux principes d’établissement des droits incitatifs de la société, qui étaient en place depuis 1996. Pour faire face à la baisse de l’utilisation du réseau et à l’évolution des conditions du marché, PTNI a récemment conclu une série de nouveaux règlements avec ses expéditeurs. Une nouvelle entente de règlement avec droits incitatifs entrant en vigueur le 1er janvier 2023 et prenant fin le 31 décembre 2027 a été approuvée par la Commission. Elle a été modifiée par l’entente de règlement sur les droits prévoyant un filet de sécurité, qui est entrée en vigueur le 1er janvier 2025. En décembre 2025, PTNI a déposé une demande d’approbation visant son règlement révisé sur les droits incitatifs et ses ententes de règlement sur les droits du service garanti sur le tronçon Ottawa, qui a été approuvée par la Commission le 30 juin 2026. Il convient de noter que le règlement révisé sur les droits incitatifs et les ententes de règlement sur les droits du service garanti sur le tronçon Ottawa ont remplacé le règlement avec droits incitatifs et l’entente de règlement sur les droits prévoyant un filet de sécurité.
Figure 1 – Périodes d’application des règlements sur les droits des sociétés du groupe 1 exploitant des oléoducs et des pipelines de liquides
Source : Régie de l’énergie du Canada, REGDOCS
Version texte : La figure présente les périodes d’application de plusieurs règlements passés de sociétés du groupe 1 réglementées par la Régie exploitant des oléoducs et des pipelines de liquides.
Règlements négociés pour les gazoducs
Certains gazoducs sont exploités selon de multiples règlements concomitants portant sur différents aspects des droits ou des tarifs pipeliniers. Au cours des dernières années, les règlements ont continué de jouer un rôle de premier plan dans la résolution des problèmes liés aux droits et aux tarifs visant les gazoducs. La figure 2 présente les règlements en vigueur et passés visant des gazoducs, approuvé par La Régie de l’énergie du Canada ou l’Office national de l’énergie.
Certains règlements importants pour les gazoducs ont été conclus depuis 2020, notamment le règlement sur les besoins en produits pour 2020-2024 et le règlement sur les besoins en produits pour 2025-2029 de NGTL GP Ltd. (« NGTL »), qui concernent tous deux les besoins en produits de la société. Le règlement sur les droits et les services de NGTL, qui traite de la méthode de conception des droits et qui a été approuvé en 2020, est toujours en vigueur et continue de régir les droits et les services sur le réseau de la société.
Le règlement de TransCanada PipeLines Limited (« TCPL ») pour le réseau principal pour la période de 2021 à 2026 a été approuvé en avril 2020. TCPL a présenté une demande visant le règlement 2027-2030 pour le réseau principal en mars 2026, et la Commission a approuvé le règlement en juillet de la même année.
Le règlement sur les droits de transport pour 2022-2026 de Westcoast Energy Inc. (« Westcoast ») est entré en vigueur en janvier 2022 et vient à échéance à la fin de 2026.
Alliance Pipeline Ltd. (« Alliance ») a conclu avec ses expéditeurs et les parties prenantes une entente de règlement sur les droits pour 2025-2035, approuvée en septembre 2025, qui précise comment les droits seront établis jusqu’en octobre 2035. Ce règlement a été conclu après que la Commission a lancé, en mai 2024, une procédure visant à examiner si les droits d’Alliance (établis aux termes de la méthode approuvée dans les Motifs de décision RH-002-2014) demeuraient justes et raisonnables, notamment compte tenu des taux de rendement des capitaux propres de la société, qui ont été élevés par le passé, et des commentaires de ses expéditeurs à l’égard du rendement de ses capitaux propres.
Figure 2 – Périodes d’application des règlements sur les droits des sociétés du groupe 1 exploitant des gazoducs
Source : Régie de l’énergie du Canada, REGDOCS
Version texte La figure présente les périodes d’application de plusieurs règlements passés de sociétés du groupe 1 réglementées par la Régie exploitant des gazoducs.
Les droits sont les prix exigés par une société pipelinière en échange des services de transport et autres qu’elle propose. Ils lui permettent de récupérer le capital investi (les fonds ayant servi à la construction du pipeline), de rembourser des emprunts, de couvrir ses dépenses et d’assurer un profit aux investisseurs. La stabilité et le caractère raisonnable des droits constituent des enjeux de premier plan pour les expéditeurs et, pour cette raison, figurent parmi les indicateurs de l’efficience du réseau de transport.
Les droits pipeliniers varient pour plusieurs raisons, comme les variations du débit, les coûts d’exploitation et les coûts en capital. Souvent, un volume plus faible entraîne des droits plus élevés parce que les coûts liés à l’exploitation d’un pipeline peuvent être partagés sur l’ensemble des volumes transportés dans le réseau. Les dépenses importantes, comme celles liées à un agrandissement, peuvent modifier les droits selon les répercussions sur le débit et les revenus.
Indice des droits des oléoducs
La présente section examine les tendances en matière de droits depuis 2015 sur les oléoducs réglementés par la Régie. Les droits de référenceNote de bas de page 8 pour certains grands oléoducs, ainsi que l’indice implicite du produit intérieur brut (« PIB ») normaliséNote de bas de page 9 jusqu’en 2015, sont présentés à la figure 3. Certains facteurs, dont la baisse des débits et l’augmentation des dépenses liées à l’intégrité des pipelines, ont entraîné une hausse considérable des droits de référence de PTNI par rapport à l’indice implicite du PIB entre 2015 et 2025. Les droits de référence sur le réseau principal d’Enbridge au Canada ont diminué en 2023 en raison de la mise en œuvre d’un nouveau règlement négocié, ce qui a réduit l’écart par rapport à l’indice implicite du PIB. En 2024, les coûts liés au projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, qui avait été mis en service au cours de l’année, ont entraîné une hausse importante des droits de référence sur le réseau de la société. Les droits de référence du pipeline Keystone ont globalement suivi l’évolution de l’indice implicite du PIB, s’inscrivant légèrement sous son niveau entre 2021 et 2025.
Figure 3 – Droits de référence des oléoducs par rapport à l’indice implicite du PIB
Source : Régie de l’énergie du Canada, REGDOCS, données sur le PIB de Statistique Canada Tableau : 36-10-0130-01
Version texte : Ce graphique compare les droits de référence de certains oléoducs réglementés par la Régie à l’indice implicite du PIB, indexé sur l’année de référence 2015.
Indice des droits des gazoducs
La présente section examine les tendances en matière de droits depuis 2015 sur les gazoducs réglementés par la Régie. La figure 4 présente les droits de référence de certains gazoducsFootnote 10 du groupe 1 ainsi que l’indice implicite du PIB normalisé.
Entre décembre 2015 et octobre 2025, les droits de référence pour les services d’Alliance Pipeline sont demeurés constants en termes nominaux et n’ont pas suivi la tendance de l’augmentation de l’indice implicite du PIB. Les droits de référence ont diminué en novembre 2025 en raison d’une nouvelle entente de règlement.
Les droits du pipeline de Westcoast ont surpassé l’indice implicite du PIB et les droits de référence des autres gazoducs, surtout en raison des dépenses en immobilisations engagées pendant la période 2015-2025, y compris celles liées aux projets d’intégrité et d’entretien des pipelines, au programme Spruce Ridge et au programme d’agrandissement et d’amélioration de la fiabilité sur T-Sud.
De nouveaux services à droits fixes ont fait leur apparition sur le réseau principal de TC au Canada afin d’accroître l’utilisation du pipeline, ce qui a contribué à réduire les droits liés au coût du service pour les expéditeurs. Cette tendance s’est poursuivie avec le règlement pour le réseau principal pour la période 2021-2026 et les droits ont continué de diminuer par rapport à l’indice implicite du PIB.
Les droits de référence sur le réseau de NGTL ont généralement augmenté depuis 2021, et ont surpassé l’indice implicite du PIB en 2025 après avoir été à la traîne au cours des années précédentes. Tout au long de la période, NGTL a réalisé plusieurs projets d’agrandissement d’envergure, dont le projet d’agrandissement de la canalisation principale Edson, le projet d’agrandissement du réseau de NGTL en 2021, le projet d’agrandissement du couloir nord et le programme de livraison parcours ouest.
Jusqu’en 2022, les droits de référence de Gazoduc Trans Québec et Maritimes Inc. (« TQM ») étaient presque toujours inférieurs à l’indice implicite du PIB. Ils se sont maintenus à des niveaux supérieurs à cet indice entre 2022 et 2025 en raison de la hausse de la base tarifaire de TQM, découlant notamment du projet d’acquisition d’actifs et de renforcement de TQMFootnote 11.
Les droits exigibles sur le pipeline de Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. (« M&NP ») ont augmenté considérablement entre 2015 et 2020, surpassant l’indice implicite du PIB. Cette hausse s’est produite alors que le pipeline effectuait sa transition d’un réseau axé sur l’offre vers un réseau axé sur l’approvisionnement des marchés intérieurs. La production de gaz naturel au large de la Nouvelle-Écosse a diminué, puis a complètement cessé, et les ententes de filet de sécurité originales de 20 ans arrivant à échéance à la fin de 2019, M&NP a accéléré le recouvrement de certains coûts liés aux actifs. (p. ex., au moyen de l’amortissement). Après 2020, les droits ont généralement diminué en raison de la réduction des coûts et de l’augmentation des déterminants de facturation, et sont aussi devenus plus volatils.
Figure 4 – Droits de référence des gazoducs par rapport à l’indice implicite du PIB
Source : Régie de l’énergie du Canada, REGDOCS, données sur le PIB de Statistique Canada Tableau : 36-10-0130-01
Version texte : Ce graphique compare les droits de référence de certains gazoducs réglementés par la Régie à l’indice implicite du PIB, indexé sur l’année de référence 2015.
La LRCE oblige les sociétés qui exploitent des oléoducs, des gazoducs et des productoducs à mettre de côté des ressources financières pour couvrir les coûts liés à un déversement non intentionnel ou non contrôlé. Cette exigence ne s’applique qu’aux pipelines « autorisés », qui sont ceux actuellement en exploitation. Elle ne s’applique pas aux pipelines qui sont toujours en construction ou qui ont été désactivés, désaffectés ou abandonnés aux termes d’une ordonnance de la Commission.
Tout rejet non intentionnel ou non contrôlé de pétrole, de gaz ou de tout autre produit à partir d’un pipeline est assujetti à une responsabilité absolue. La responsabilité absolue signifie que la société est responsable de tout rejet non intentionnel ou non contrôlé, à concurrence des limites de responsabilité établies (un plafond en dollars, dont il est question ci-dessous), même en l’absence de preuve de faute ou de négligence de sa part. La société pipelinière dont la faute ou la négligence a causé un rejet non intentionnel ou non contrôlé doit prendre en charge l’ensemble des coûts liés au rejet, même si ceux-ci dépassent la limite de responsabilité absolue établie pour cette sociétéFootnote 12.
Les sociétés sont tenues de disposer de ressources financières qui, au minimum, correspondent à leur limite de responsabilité absolue prévue dans la LRCE et le Règlement sur les obligations financières relatives aux pipelines (« Règlement »). Au besoin, la Commission peut également ordonner aux sociétés de disposer de ressources financières supérieures à leur limite de responsabilité absolueFootnote 13.
La LRCEFootnote 14 prévoit que la limite de responsabilité absolue des grands oléoducs, soit les sociétés qui exploitent des pipelines dont la capacité de transport individuelle ou collective est d’au moins 250 000 barils de pétrole par jour, est d’un milliard de dollars. Toutes les autres sociétés d’oléoducs, de gazoducs et de productoducs sont classées par catégorie et sont assujetties à des limites de responsabilité absolue précises allant de 5 millions à 300 millions de dollars, telles que définies dans le Règlement comme suit :
Le Règlement prévoit aussi que lorsqu’une société exploite plusieurs pipelines autorisés qui ne sont pas reliés et qui transportent différents produits, la limite de responsabilité est établie comme si la société transportait seulement le produit assujetti à la limite de responsabilité la plus élevée ou comme si elle exploitait uniquement le pipeline qui entraîne la limite de responsabilité la plus élevée. La figure 5 montre les limites de responsabilité absolue globales, par catégorie, pour toutes les sociétés pétrolières et gazières réglementées par la Régie.
Pour connaître la limite de responsabilité absolue et le type de catégorie de chaque société réglementée par la Régie, consulter le rapport annuel de la Commission de la Régie de l’énergie du CanadaFootnote 15.
Figure 5 – Limites de responsabilité absolue globale des sociétés pétrolières et gazières
Source : Régie de l’énergie du Canada, dépôts réglementaires – REGDOCS
Version texte : Ce graphique indique le montant total des besoins en ressources financières qui doit être maintenu (au minimum) par catégorie de sociétés exploitant des oléoducs et des gazoducs. La catégorie 2 d’oléoducs, suivie de la catégorie 1 d’oléoducs, puis de la catégorie 1 de gazoducs sont celles dont le montant total de ressources à maintenir est le plus élevé. Dans l’ensemble, les sociétés pétrolières doivent disposer de ressources financières plus importantes que les sociétés gazières réglementées par la Régie.
Pour démontrer qu’elles respectent les exigences relatives aux ressources financières énoncées dans la LRCE et le Règlement, les sociétés doivent soumettre un plan relatif aux ressources financières à l’approbation de la Régie. Ce plan précise les formes de ressources financières dont la société dispose et leurs montants, y compris celles qui sont accessibles à court terme (dont il est question ci-dessous) et le délai d’accès pour chacune. Les lignes directrices concernant les obligations financières relatives aux pipelines (« lignes directrices concernant les obligations financières ») fournissent des précisions sur la façon dont les sociétés pipelinières doivent démontrer qu’elles disposent des ressources financières stipulées dans la LRCE et le Règlement, et décrivent notamment les caractéristiques de chaque type d’instrument financier, les informations supplémentaires que les sociétés doivent fournir, et le format dans lequel elles doivent présenter les ressources financières sur lesquelles elles s’appuient.
Lorsqu’elles proposent leur plan relatif aux ressources financières, les sociétés peuvent choisir parmi les types de ressources financières énoncés dans le Règlement, qui sont énumérés ci‑dessous. La Commission a également le pouvoir d’ordonner à une société d’utiliser l’une ou l’autre de ces ressources financières, à hauteur de montants déterminés, si elle n’est pas satisfaite du plan que cette société a présenté pour se conformer aux exigences en matière de ressources financières :
Comme le montre la figure 6, les sociétés pétrolières et gazières réglementées par la Régie ont recours à diverses ressources financières pour satisfaire aux exigences.
Figure 6 – Instruments financiers utilisés dans les plans relatifs aux ressources financières des sociétés pétrolières et gazièresFootnote 16
Source : Régie de l’énergie du Canada, dépôts réglementaires – REGDOCS
Version texte : Le graphique de gauche montre la valeur totale des ressources financières dont disposent l’ensemble des sociétés pour leurs oléoducs et leurs gazoducs, par type d’instrument financier. Parmi tous les instruments financiers utilisés, c’est la marge de crédit qui a la valeur globale la plus élevée. Le graphique de droite montre le nombre de sociétés pétrolières et gazières qui détiennent chaque type d’instrument financier dans le cadre de leur plan relatif aux ressources financières. L’assurance, la marge de crédit et les espèces sont les instruments financiers les plus utilisés.
Le Règlement stipule également que les sociétés doivent disposer d’un certain montant sous une forme accessible à court terme. Les lignes directrices concernant les obligations financières précisent que l’expression « court terme » signifie qu’une société doit pouvoir accéder à ces fonds dans un délai de cinq jours ouvrables, et indiquent les niveaux des ressources financières qui doivent être accessibles à court termeFootnote 17. Les sociétés de gazoducs ayant une valeur de risque d’au moins 100 000 et toutes les sociétés d’oléoducs doivent conserver l’équivalent d’au moins 5 %Footnote 18 du montant de leur limite de responsabilité absolue sous une forme leur permettant d’y avoir accès à court terme. Les sociétés sont autorisées à utiliser des lettres de crédit, des marges de crédit, des placements dans des fonds communs et des espèces ou quasi‑espèces pour satisfaire à cette exigence.
Comme le précise la section 8.1 des lignes directrices concernant les obligations financières, chaque société qui possède un pipeline autorisé doit présenter une version à jour de son plan relatif aux ressources financières au plus tard le 30 avril de chaque annéeFootnote 19. De plus, la section 8.2 de ces mêmes lignes directrices indique que chaque société a l’obligation continue d’informer la Commission par écrit de tout changement important à ses ressources financières et de toute possibilité d’un tel changement au cours de l’exerciceFootnote 20.
Lorsqu’une société désire ou doit cesser définitivement l’exploitation d’un pipeline en tout ou en partieFootnote 21, elle doit présenter une demande en ce sens à la Régie. La cessation d’exploitation peut se faire en retirant le pipeline du sol ou en le laissant sur place; dans les deux cas, l’empriseFootnote 22 doit être remise dans un état comparable à celui du milieu environnant.
Les sociétés pipelinières réglementées par la Régie sont responsables des coûts liés à la cessation d’exploitation des pipelines et, depuis 2014, elles sont tenues de mettre en place un processus et un mécanisme pour la mise de côté des fonds nécessaires pour financer une cessation d’exploitation future. Dans le cadre de ce processus, la Régie calcule les coûts estimatifs de cessation d’exploitation de chaque société qu’elle réglemente, c’est-à-dire les coûts estimatifs en fonction des caractéristiques des pipelines et des terrains traversésFootnote 23.
Les sociétés peuvent sélectionner divers instruments financiers pour s’assurer de disposer des fonds suffisants pour couvrir les coûts de cessation d’exploitation. Ces instruments comprennent les fiducies admissibles, les lettres de crédit et les cautionnements :
Toutes les sociétés sont tenues de présenter à la Régie un rapport annuel sur le financement des activités de cessation d’exploitationFootnote 27. Les sociétés qui ont recours à une fiducie communiquent des informations sur leur pipeline et des renseignements financiers détaillés sur leur fiducie, comme le montant de leurs contributions, les gains réalisés sur les placements dans ces fiducies, ainsi que leurs états financiers audités. Les sociétés qui n’ont pas recours à une fiducie font rapport sur l’état de leur pipeline et de leurs instruments financiers.
Figure 7 – Coûts estimatifs de la cessation d’exploitation et soldes des fiducies pour les pipelines réglementés par la Régie ayant recours à ce mécanisme de financement, au 31 décembre 2025
Source : Régie de l’énergie du Canada, dépôts réglementaires – REGDOCS
Version texte : Le graphique du haut illustre les coûts estimatifs de la cessation d’exploitation et les soldes des fiducies des sociétés réglementées par la Régie au 31 décembre 2025, ainsi qu’une ventilation entre les groupes 1 et 2. Environ 4,7 milliards de dollars ont déjà été mis de côté et il reste environ 11,6 milliards de dollars à prélever.
Le graphique du bas illustre, pour chaque société du groupe 1 ayant recours à une fiducie, les coûts estimatifs de cessation d’exploitation pertinents et le montant des fonds mis de côté au 31 décembre 2025. Il montre également le montant de ces coûts que la société doit encore déposer dans la fiducie. C’est NGTL GP Ltd., à titre de commandité, au nom de NGTL Limited Partnership, qui a les coûts estimatifs de cessation d’exploitation les plus élevés, soit environ 5,20 milliards de dollars, suivis de TransCanada PipeLines Limited, à 4,13 milliards de dollars, et d’Enbridge Pipelines Inc., à 2,45 milliards de dollars.
