Ces commentaires nous aideront à nous améliorer et à mieux répondre à vos besoins (ouverture d’un nouvel onglet).
Les réseaux pipeliniers sont des infrastructures à long terme et à forte intensité de capital. Des investissements importants sont nécessaires pour construire, entretenir et adapter ces réseaux aux besoins changeants des marchés énergétiques.
Les sections de la présente publication portant sur les produits de base montrent que les marchés énergétiques sont influencés par une multitude de facteurs, ce qui entraîne parfois une instabilité des prix des produits de base ainsi que des changements à court et à long terme dans la façon dont les produits énergétiques sont fournis, transportés et consommés. Les changements sur les marchés énergétiques peuvent avoir une incidence sur l’utilisation des pipelines, certains pipelines faisant face à une demande accrue et d’autres à une demande réduite, à mesure que les circonstances évoluent. Comme les pipelines sont conçus pour être exploités pendant plusieurs décennies, les sociétés pipelinières doivent prendre des décisions d’investissement à long terme malgré les incertitudes liées à l’évolution future de l’offre et de la demande d’énergie, ainsi qu’aux conditions du marché.
Les sociétés pipelinières sont autorisées à percevoir des droits qui peuvent être structurés de diverses manières et qui, en général, permettent de recouvrer les coûts d’investissement et d’exploitation, d’amortir la dette et de verser un rendement aux investisseurs. Ce rendement de l’investissement permet aux sociétés pipelinières d’attirer les capitaux nécessaires à l’entretien de leurs pipelines et à la construction de nouvelles infrastructures pour répondre aux besoins changeants du marché. Les rendements des actifs pipeliniers sont assujettis à une surveillance dans le cadre de la réglementation de la Régie de l’énergie du Canada relativement aux droits. En outre, les rendements des pipelines sont souvent soutenus par des contrats à long termeNote de bas de page 1, qui procurent des flux de revenus à long terme et réduisent le risque lié au volume découlant des changements sur les marchés énergétiques.
Les tendances observées dans les renseignements financiers des sociétés pipelinières réglementées par la Régie peuvent donner un aperçu des changements dans l’exploitation des pipelines, de l’évolution des marchés énergétiques et de la capacité des sociétés pipelinières à continuer d’attirer des capitaux. Les renseignements financiers peuvent également aider à évaluer la situation financière des réseaux pipeliniers, y compris leur capacité à entretenir les infrastructures existantes, à financer des investissements futurs et à continuer de fournir des services de transport de manière sûre et fiable dans un contexte de marché en évolution. Les sections qui suivent présentent un examen et une analyse des renseignements financiers du réseau pipelinier.
Le ratio du capital-actions ordinaire correspond au pourcentage du capital-actions ordinaire dans la structure du capital d’une sociétéNote de bas de page 2. Il constitue une indication du risque financier d’une société, soit le risque inhérent à son niveau d’endettement. Toutes choses étant égales par ailleurs, plus le ratio du capital-actions ordinaire est élevé, moins grand est le risque financier, car la probabilité que la société puisse honorer ses obligations financières, notamment le remboursement de sa dette, est plus grande.
Par le passé, les droits d’une société du groupe 1 aux termes de la réglementation fondée sur le coût du service comprenaient généralement un ratio présumé du capital‑actions ordinaire ainsi qu’un taux de rendement du capital-actions ordinaire autorisé correspondant, dont il est question plus loin dans le texte. Le ratio présumé du capital-actions ordinaire est une structure du capital théorique utilisée à des fins d’établissement des droits, qui peut être différente de la structure du capital réelle de la société ou de sa société mère. Les sociétés mères des sociétés que réglemente la Régie regroupent souvent diverses entreprises en une seule structure du capital, y compris des entreprises non réglementées. Le ratio présumé du capital-actions ordinaire ne s’applique qu’aux actifs réglementés par la Régie.
Depuis plusieurs décennies, les droits sont beaucoup plus souvent établis au moyen de règlements négociés sur les droits. Ces règlements peuvent ou non préciser explicitement une structure du capital et un rendement du capital-actions ordinaire autorisé. Dans de tels cas, la Commission approuve le règlement dans son ensemble.
Lorsqu’ils sont disponibles, les ratios présumés du capital-actions ordinaire des sociétés pipelinières du groupe 1 réglementées par la Régie sont présentés plus bas dans la figure 1 pour les années 2016 à 2025. Ces ratios varient de 40 % à 50 % et sont demeurés stables. La plupart des réseaux pipeliniers affichent des ratios présumés du capital-actions ordinaire de 40 %, mais le réseau de Trans Mountain et le pipeline Norman Wells d’Enbridge présentent des ratios légèrement plus élevés, soit respectivement 45 % et 50 %. Certains de ces ratios présumés du capital-actions ordinaire sont explicitement précisés dans les règlements négociés sur les droits approuvés, tandis que d’autres (lorsqu’aucun ratio du capital-actions n’a été précisé au moment de l’approbation des droits) sont ceux que la société pipelinière a déclarés lorsqu’elle a communiqué ses résultats financiers à la Régie.
Aucun des ratios présumés du capital‑actions ordinaire des sociétés du groupe 1 pour les années de 2016 à 2025 n’a été établi par l’Office ou la Commission dans un contexte litigieux. La dernière fois que l’Office ou la Commission a établi la structure présumée du capital et le taux de rendement du capital-actions ordinaire d’une société du groupe 1 en dehors d’un règlement sur les droits remonte à 2013Note de bas de page 3.
Figure 1 – Ratios présumés du capital‑actions ordinaires des sociétés du groupe 1Note de bas de page 4
Source : Régie de l’énergie du Canada, dépôts réglementaires – REGDOCS
Version texte : Ce graphique présente le ratio présumé du capital-actions ordinaires de 2016 à 2025 pour chaque société du groupe 1 réglementée par la Régie, lorsque ces informations sont disponibles. Les ratios présumés du capital-actions ordinaires des grandes sociétés pipelinières varient de 40 % à 50 %, la plupart des pipelines affichant un ratio de 40 %.
Comme il a été décrit plus haut, en ce qui concerne les sociétés pipelinières réglementées par la Régie, un taux de rendement du capital-actions ordinaire autorisé est parfois établi soit dans le cadre d’un processus de réglementation, soit dans le cadre d’un règlement négocié entre une société pipelinière, ses expéditeurs et d’autres parties ayant un intérêt commercial dans les droits. Comme il a déjà été mentionné, la dernière fois que l’Office ou la Commission a établi le taux de rendement du capital-actions ordinaire autorisé d’une société du groupe 1 en dehors d’un règlement sur les droits remonte à 2013.
Le rendement réel du capital-actions réalisé par les sociétés pipelinières peut varier pour de nombreuses raisons, comme les variations du débit ou des coûts, les incitatifs ou le partage des bénéfices. Les rendements réels du capital-actions sont déposés auprès de la Régie pour la plupart des sociétés du groupe 1 et sont présentés dans la figure 2. Ils oscillent généralement entre 5 % et 17 %.
La figure 2 montre qu’Alliance Pipeline Ltd. (« Alliance ») a régulièrement obtenu des rendements du capital-actions ordinaire sensiblement plus élevés pour le pipeline Alliance que pour les autres pipelines indiqués, variant de 26,2 % en 2016 à 68,3 % en 2025, selon un ratio présumé du capital-actions ordinaires de 40 %. En 2024, la Commission a entrepris un processus de réglementation afin de déterminer si la méthode de conception des droits d’Alliance étaient justes et raisonnables. Alliance a par la suite conclu un règlement négocié avec ses expéditeurs et les parties intéressées qui établissait une nouvelle méthode de conception des droits. La Commission a approuvé le règlement en septembre 2025 et les nouveaux droits sont entrés en vigueur en novembre 2025Note de bas de page 5.
Pipelines Trans-Nord Inc. (« PTNI ») constitue un autre cas particulier de la figure 2 : le rendement du capital-actions du pipeline PTNI a connu d’importantes fluctuations. Son rendement a été négatifNote de bas de page 6 certaines années, chutant jusqu’à -23,1 %, et a grimpé jusqu’à 32,6 %.
Figure 2 – Rendement du capital-actions ordinaires des sociétés du groupe 1
Source : Régie de l’énergie du Canada, dépôts réglementaires – REGDOCS
Version texte : Ce graphique présente le rendement du capital-actions ordinaires de 2016 à 2025 pour chaque société du groupe 1 réglementée par la Régie, lorsque ces informations sont disponibles. Le rendement réel du capital-actions ordinaire de la plupart des pipelines est compris entre 5 % et 17 %. Voir la section « Rendement du capital-actions ordinaire » plus haut pour une analyse des valeurs aberrantes situées en dehors de cette fourchette.
La base tarifaire correspond généralement au montant du capital investiNote de bas de page 7 dans le pipeline moins l’amortissement cumulé. Il s’agit du montant sur lequel les sociétés pipelinières réglementées par la Régie sont autorisées à obtenir un rendement, si elles perçoivent des droits fondés sur le coût du service. La base tarifaire est influencée par des projets, tels que des agrandissements et la construction de nouveaux pipelinesNote de bas de page 8. Certaines sociétés pipelinières ne déclarent pas la base tarifaire, mais déclarent plutôt la valeur nette des installations en service, qui est un indicateur similaire représentant le coût initial des actifs immobilisés moins l’amortissement cumulé associé.
La figure 3 présente la base tarifaire ou la valeur nette des installations en service des sociétés pipelinières du groupe 1. De façon générale, entre 2021 et 2023, le montant total de la base tarifaire ou de la valeur nette des installations en service des sociétés pipelinières du groupe 1 a augmenté de 3 % à 7 % d’une année à l’autreNote de bas de page 9. En 2024, la base tarifaire totale a augmenté de 80 % par rapport à l’année précédente, principalement en raison de la mise en service du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, comme il est expliqué plus loin. En 2025, le total de la base tarifaire s’élevait à 78,0 milliards de dollars, soit une légère diminution de 1,8 % par rapport à 2024.
En ce qui concerne les pipelines de liquides, la plus grande variation de la base tarifaire depuis 2021 a été observée sur le réseau de Trans Mountain; la base tarifaire est passée de 1 milliard de dollars en 2023 à 34 milliards de dollars en 2025 en raison de la mise en service du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain. La valeur nette des installations en service du réseau principal au Canada d’Enbridge et la base tarifaire du pipeline Keystone ont diminué de façon constante au cours des dernières années. Depuis 2021, elles ont connu des baisses respectives de 6 % et de 9 %. Auparavant, la valeur nette des installations en service du réseau principal au Canada d’Enbridge avait augmenté de 54 % en 2019, lors de la mise en service du programme de remplacement de la canalisation 3.
En ce qui concerne les gazoducs, la plus grande variation en dollars absolus de la base tarifaire depuis 2021 a été observée sur le réseau de NGTL; la base tarifaire a augmenté de plus de 5 milliards de dollars (ou 37 %) en raison d’agrandissements récentsNote de bas de page 10. La base tarifaire du réseau Foothills a augmenté de 826 millions de dollars (ou 267 %) grâce aux projets d’agrandissement concernant la livraison parcours ouest dans la zone 8Note de bas de page 11. La base tarifaire du gazoduc Trans Québec & Maritimes (« TQM ») a augmenté de près de 330 millions de dollars (ou 73 %), notamment en raison du projet d’acquisition d’actifs et de renforcement de TQMNote de bas de page 12. La base tarifaire du pipeline Alliance a diminué de façon constante, passant de 950 millions de dollars en 2021 à 702 millions de dollars en 2025, soit une baisse de 26 %, en raison de l’amortissement global du réseau et de l’absence de grands projets.
Figure 3 – Base tarifaire des sociétés du groupe 1
Source : Régie de l’énergie du Canada, dépôts réglementaires – REGDOCS
Version texte : Ce graphique présente de la base tarifaire ou la valeur nette de 2016 à 2025 pour chaque société du groupe 1 réglementée par la Régie. Le montant total de la base tarifaire ou de la valeur nette des installations en service de chaque société du groupe 1 varie considérablement, allant de 94 millions de dollars à 34 milliards de dollars en 2025. Au 31 décembre 2025, le réseau de Trans Mountain affichait la valeur la plus élevée parmi tous les pipelines réglementés par la Régie, suivi du réseau de NGTL puis du réseau principal au Canada d’Enbridge.
Les sociétés pipelinières génèrent principalement des produits financiers, ou revenus, grâce aux droits perçus auprès des expéditeurs. Par conséquent, les revenus sont directement liés aux niveaux de droits et au volume transporté.
La figure 4 présente les revenus annuels des sociétés pipelinières du groupe 1. En 2025, les revenus annuels des principaux pipelines réglementés par la Régie ont totalisé environ 14 milliards de dollars, une augmentation d’environ 38 % par rapport à 2021.
Le réseau de NGTL a enregistré les revenus annuels totaux les plus élevés, soit 3,8 milliards de dollars en 2025, et ses revenus sont en hausse. Le réseau principal au Canada d’Enbridge occupe le deuxième rang avec 3,0 milliards de dollars en 2025, mais ses revenus sont généralement en baisse depuis 2020. Les revenus du réseau de Trans Mountain sont passés de 417 millions de dollars en 2023 à 2,9 milliards de dollars en 2025, en raison de la mise en service du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain en mai 2024. Les revenus du réseau principal au Canada de TransCanada augmentent de façon constante depuis 2020, atteignant 1,8 milliard de dollars en 2025.
Figure 4 – Produits financiers des sociétés du groupe 1
Source : Régie de l’énergie du Canada, dépôts réglementaires – REGDOCS
Version texte : Ce graphique présente des produits financiers de 2016 à 2025 pour chaque société du groupe 1 réglementée par la Régie. Les revenus des réseaux pipeliniers varient considérablement, allant de 54 millions de dollars à 3,8 milliards de dollars en 2025.
Les cotes de solvabilité évaluent la probabilité qu’un émetteur de titres de créance remplisse ses engagements et donnent une idée du degré d’intégrité financière de la société visée. La cote se fonde sur l’opinion d’une agence de notation quant à la capacité d’emprunt d’une société et à sa capacité de respecter ses engagements financiers en temps opportun. Pour les sociétés pipelinières, certains des facteurs pris en compte lors de l’évaluation du risque de crédit comprennent les questions réglementaires, l’environnement concurrentiel, l’offre et la demande d’énergie, ainsi que les activités réglementées par rapport à celles qui ne le sont pas. Au Canada, les cotes de solvabilitéNote de bas de page 13 des sociétés pipelinières sont généralement déterminées par trois agences de notation : DBRS Morningstar, S&P et Moody’s.
Les cotes de solvabilité des grandes sociétés pipelinières se trouvent dans les profils pipeliniers de la Régie.
Bon nombre des pipelines du groupe 1, et certains pipelines du groupe 2, appartiennent à trois sociétés cotées en bourse : Enbridge Inc., Corporation TC Énergie et Pembina Pipeline Corporation. Enbridge Inc., par exemple, possède plusieurs pipelines, notamment le pipeline Westcoast, le pipeline Maritimes & Northeast (participation de 77,53 %), le réseau principal au Canada d’Enbridge, le pipeline Norman Wells d’Enbridge, le pipeline Express, le pipeline Southern Lights, le pipeline Bakken d’Enbridge et la canalisation 9 d’Enbridge. La Corporation TC Énergie possède des pipelines tels que le pipeline Foothills, le réseau pipelinier de NGTL, le réseau principal au Canada de TC et le gazoduc TQM (participation de 50 %). De plus, Pembina Pipeline Corporation possède plusieurs pipelines, notamment le pipeline Alliance, le pipeline Cochin, le pipeline Pouce Coupé et le pipeline VantageNote de bas de page 14. Cette liste ne se veut pas exhaustive, elle vise plutôt à illustrer la participation importante de trois grandes sociétés pipelinières.
En juin 2021, le transfert de propriété du réseau pipelinier Milk River de Plains Midstream Canada ULC à Milk River Pipeline Ltd. a été effectuéNote de bas de page 15. Le réseau pipelinier Milk River continue d’être réglementé par la Régie à titre de société du groupe 2.
En février 2024, NOVA Gas Transmission Ltd. a obtenu l’autorisation de transférer toutes les installations qui composent le réseau de NGTL à NGTL GP Ltd. (« NGT GP »), au nom de NGTL Limited Partnership (« NGTL LP »)Note de bas de page 16.
En avril 2024, Enbridge Inc. a conclu la vente de sa participation de 50 % dans Alliance Pipeline à Pembina Pipeline Corporation.Note de bas de page 17Note de bas de page 18 Le pipeline Alliance appartient maintenant à Alliance Pipeline Ltd., filiale en propriété exclusive de Pembina Pipeline Corporation.
En octobre 2024, la Corporation TC Énergie a scindé ses activités liées aux pipelines de liquides pour en faire une société distincte, South Bow CorporationNote de bas de page 19. South Bow Corporation est la société mère de South Bow GP (Canada) Ltd., une société réglementée par la Régie du groupe 1 qui est maintenant propriétaire du pipeline Keystone et en assure l’exploitation. La Corporation TC Énergie reste propriétaire des actifs liés au gaz naturel et continue de les gérer.
En novembre 2024, la Commission a autorisé Westcoast Energy Inc. à transférer son réseau de transport de gaz naturel de la Colombie-Britannique (sous réglementation fédérale) à Westcoast Energy GP ULC (le commandité), au nom de Westcoast Energy Limited Partnership (le commanditaire)Note de bas de page 20.
En juillet 2025, les expéditions sur la canalisation Ouest de PTNI ont cessé, et celle-ci a été mise hors service conformément aux exigences réglementaires. Voir la section sur les produits pétroliers raffinés pour obtenir plus de détails sur ce processus.
En janvier 2026, L’Impériale a annoncé que les activités au site de Norman Wells prendraient fin au troisième trimestre de 2026Note de bas de page 21. En août 2026, la société a confirmé que la production avait complètement cessé.Note de bas de page 22
En avril 2026, Pipe-lines Montréal limitée a demandé la désactivation de son pipeline entre Highwater et Montréal-EstNote de bas de page 23. La Commission évalue actuellement la demande.
En mai 2026, Keyera Corp. (« Keyera ») a conclu l’acquisition des activités canadiennes liées aux liquides de gaz naturel (« LGN ») de Plains All American Pipeline L.P. (« Plains L.P. ») pour 5,3 milliards de dollarsNote de bas de page 24. Plus précisément, Keyera a acquis les actions de Plains Midstream Canada ULC (une filiale de Plains L.P.), qui possède des pipelines de LGN réglementés par la RégieNote de bas de page 25.
De plus en plus, des communautés autochtones participent à la propriété des grandes infrastructures énergétiques au Canada. Cette participation croissante favorise les possibilités de développement économique et l’autodétermination des Autochtones, tout en permettant aux communautés de jouer un rôle plus important dans l’intendance et la gouvernance des infrastructures énergétiques situées sur leurs territoires. La participation peut également offrir un meilleur accès aux renseignements relatifs aux projets et aux installations, ainsi que renforcer les relations à long terme entre les partenaires autochtones et les exploitants de projets sur leurs territoires.
Selon des données accessibles au public, depuis 2021, des communautés autochtones ont pris une participation dans plus de 5 000 km de pipelines existants (pétrole, gaz, liquides de gaz naturel) au Canada.Note de bas de page 26 De tels actifs rapportent généralement des revenus réguliers et prévisibles, ce qui les rend relativement peu risqués et plus faciles à financer. Ces types d’actifs conviennent bien aux prêts qui aident les peuples et les communautés autochtones à prendre une participation. Certains de ces prêts peuvent être appuyés par des garanties de prêt de l’ÉtatNote de bas de page 27 ou d’autres programmes fédéraux et provinciaux qui aident à réduire le risque financier pour les prêteurs.
La structure de la participation des Autochtones consiste souvent en un consortium ou en une société en commandite. Dans un consortium, plusieurs peuples et communautés autochtones s’unissent pour acquérir un projet. Dans une société en commandite, la façon dont la participation est organisée, dont le rendement est distribué et dont les responsabilités sont réparties est clairement établie entre les communautés ou les nations participantes.
Comme il est décrit ci-dessus, certaines sociétés réglementées par la Régie ont obtenu l’autorisation de réorganiser leur structure organisationnelle 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 une partie du pipeline Westcoast réglementé par la RégieNote de bas de page 28. 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 AutochtonesNote de bas de page 29Note de bas de page 30 du gouvernement fédéral.
