Rapport annuel 2024–2025 de la Commission de la Régie de l’énergie du Canada – Annexe I : Financement de la cessation d’exploitation
Aux termes de l’article 242 de la LRCE, la Régie exige des sociétés qu’elles mettent de côté des fonds pour financer la cessation d’exploitation future de leurs actifs qui sont de son ressortFootnote 1. Les sociétés doivent également déposer des rapports annuels auprès de la Régie et sont responsables de gérer de façon proactive leurs obligations quant au prélèvement et à la mise de côté de fonds.
Dans le cadre de la surveillance qu’elle exerce, la Régie examine périodiquement, soit habituellement tous les cinq ans, les coûts estimatifs de la cessation d’exploitation des sociétés pour s’assurer que les instruments financiers appropriés sont en place pour assurer la disponibilité des fonds nécessaires.
Sociétés ayant recours à une lettre de crédit ou un cautionnement
Le tableau I.1 dresse la liste des sociétés qui utilisent une lettre de crédit ou un cautionnement pour mettre de côté des fonds en vue de la cessation d’exploitation. Pour chaque société, le tableau indique le type d’instrument financier, la valeur de l’instrument et les coûts estimatifs de la cessation d’exploitation approuvés (en dollars de 2028)Footnote 2.
Tableau I.1
| Société | Instrument financier | Valeur de l’instrument financier ($) | Coûts estimatifs de la cessation d’exploitation (2028 $) |
|---|---|---|---|
| 1057533 Alberta Ltd. | Lettre de crédit | 5 922 751 $ | 5 922 751 $ |
| 2670568 Ontario Ltd. | Cautionnement | 463 849 $ | 463 849 $ |
| 6720471 Canada Ltd. | Lettre de crédit | 1 086,121 $ | 1 086 121 $ |
| AltaGas Holdings Inc., pour le compte et au nom d’AltaGas Pipeline Partnership | Cautionnement | 3 801 694 $ | 3 801 694 $ |
| ARC Resources Ltd. | Lettre de crédit | 5 191 728 $ | 5 191 728 $ |
| Astara Energy Corp. | Lettre de crédit | 406 050 $ | 406 050 $ |
| Campus Energy Partners Operations Inc. | Cautionnement | 40 356 858 $ | 40 356 858 $ |
| Canadian Natural Resources Limited | Cautionnement | 19 766 093 $ | 19 766 093 $ |
| Canadian-Montana Pipe Line Company | Cautionnement | 555 368 $ | 555 368 $ |
| Canlin Energy Corporation | Lettre de crédit | 1 834 595 $ | 1 834 595 $ |
| Cenovus Energy Inc. | Lettre de crédit | 13 428 418 $ | $12,472,961 |
| Corporation Champion Pipe Line limitée | Lettre de crédit | 17 176 995 $ | 17 176 995 $ |
| Chief Mountain Gas Co-op Ltd. | Lettre de crédit | 116 930 $ | 116 930 $ |
| Service de distribution de gaz du comté de Vermilion River no 24 | Lettre de crédit | 169 732 $ | 169 732 $ |
| Enercapita Energy Ltd. | Lettre de crédit | 1 771 121 $ | 1 771 121 $ |
| Energy Transfer Operations GP LLC au nom de Sunoco Pipeline L.P. | Cautionnement | 1 355 345 $ | 1 355 345 $ |
| ExxonMobil Canada PropertiesFootnote 3 | Lettre de crédit | 14 222 685 $ | 14 215 166 $ |
| FortisBC Huntingdon Inc. | Lettre de crédit | 154 914 $ | 154 914 $ |
| Gear Energy Ltd. | Lettre de crédit | 459 553 $ | 459 553 $ |
| Great Lakes Pipeline Canada Ltd. | Lettre de crédit | 20 438 753 $ | 20 438 753 $ |
| ISH Energy Ltd. | Lettre de crédit | 11 823 103 $ | 11 823 103 $ |
| Kiwetinohk Energy Corp. | Lettre de crédit | 618 103 $ | 618 103 $ |
| LBX Pipeline Ltd. | Lettre de crédit | 3 839 758 $ | 3 839 758 $ |
| Lignite Pipeline Canada Corp. | Cautionnement | 697 779 $ | 697 779 $ |
| Milk River Pipeline Ltd. (réseau Red Coulee) | Lettre de crédit | 47 353 $ | 47 353 $ |
| Minell Pipeline Limited | Lettre de crédit | 7 622 338 $ | 7 622 338 $ |
| NorthRiver Midstream G and P Canada Pipelines Inc., à titre de commandité et au nom de NorthRiver Midstream G and P Canada Pipelines Limited Partnership | Lettre de crédit | 2 962 803 $ | 2 962 803 $ |
| Obsidian Energy Ltd. | Lettre de crédit | 496 821 $ | 496 821 $ |
| Omimex Canada, Ltd. | Lettre de crédit | 132 950 $ | 51 842 $ |
| Ovintiv Canada ULC | Cautionnement | 15 565 687 $ | 15 565 687 $ |
| Pembina Energy Services Inc. | Lettre de crédit | 9 964 502 $ | 9 964 502 $ |
| Pembina Prairie Facilities Ltd. | Lettre de crédit | 69 004 732 $ | 69 004 732 $ |
| Pieridae Alberta Production Ltd. | Lettre de crédit | 624 044 $ | 624 044 $ |
| Pine Cliff Border Pipelines Limited | Lettre de crédit | 6 173 266 $ | 6 173 266 $ |
| Pine Cliff Energy Ltd. | Lettre de crédit | 452 984 $ | 452 984 $ |
| Pouce Coupé Pipe Line Ltd. (Réseau Nord-Ouest) | Lettre de crédit | 518 512 $ | 518 512 $ |
| Prairie Thunder Resources Ltd. | Lettre de crédit | 980 586 $ | 980 586 $ |
| Prospera Energy Inc.Footnote 4 | Lettre de crédit | 90 276 $ | 216 615 $ |
| SCL Pipeline Inc. | Lettre de crédit | 475 084 $ | 475 084 $ |
| Shiha Energy Transmission Ltd. | Lettre de crédit | 2 740 787 $ | 2 740 787 $ |
| Spartan Delta Corp. | Lettre de crédit | 244 583 $ | 244 583 $ |
| Steel Reef Infrastructure Corp. | Cautionnement | 8 307 951 $ | 8 307 951 $ |
| Strathcona Resources Ltd. | Lettre de crédit | 831 166 $ | 831 166 $ |
| Surge Energy Inc. | Lettre de crédit | 1 770 574 $ | 1 770 574 $ |
| Tamarack Acquisition Corp. | Lettre de crédit | 412 905 $ | 412 905 $ |
| TAQA NORTH, par son associé directeur TAQA NORTH Ltd. | Lettre de crédit | 1 673 124 $ | 1 673 124 $ |
| Tidewater Midstream and Infrastructure Ltd. | Lettre de crédit | 3 805 417 $ | 3 805 417 $ |
| Tourmaline Oil Corp. | Lettre de crédit | 146 208 $ | 146 208 $ |
| Tundra Oil & Gas Limited, pour Tundra Oil & Gas Partnership et en son nom | Lettre de crédit | 321 032 $ | 321 032 $ |
| Twin Rivers Pulp Ltd. | Cautionnement | 3 174 288 $ | 3 174 288 $ |
| Veren Inc. | Lettre de crédit | 1 044 202 $ | 1 044 202 $ |
| Veresen Energy Pipeline Inc. | Lettre de crédit | 5 450 545 $ | 5 450 545 $ |
| Veresen NGL Pipeline Inc. | Lettre de crédit | 2 939 072 $ | 2 939 072 $ |
| Vermilion Energy Inc. | Lettre de crédit | 609 199 $ | 609 199 $ |
| Whitecap Resources Inc. | Lettre de crédit | 2 154 389 $ | 2 154 389 $ |
| Yoho Resources Inc. | Cautionnement | 226 349 $ | 226 349 $ |
| Services d’Énergie de Quartier Zibi | Lettre de crédit | 236 477 $ | 236 477 $ |
Sociétés ayant recours à une fiducie
Le tableau I.2 dresse la liste des sociétés qui ont recours à une fiducie en vue de la cessation d’exploitation. Pour chaque société, le tableau comprend la période de prélèvement approuvée par la Commission les 24 mai et 30 août 2024 (C29751 et C31218 respectivement), le solde de la fiducie au 31 décembre 2023Footnote 5 et les coûts estimatifs de la cessation d’exploitation actuels (en dollars de 2023). Les sociétés versent des fonds tout au long de la période de prélèvement approuvée pour s’assurer qu’il y a suffisamment de fonds disponibles pour couvrir les coûts de la cessation d’exploitation à la fin de cette période. La Commission examine périodiquement les périodes de prélèvement et les autres hypothèses sous-jacentes.
Tableau I.2
| Société | Date de fin de la période de prélèvement approuvée | Solde à la fin de 2023 ($) (montant réel) | Coûts estimatifs de la cessation d’exploitation (2023 $) |
|---|---|---|---|
| 2193914 Canada Limited | 31 décembre 2054 | 1 663 000 $ | 12 860 075 $ |
| Alliance Pipeline Ltd., à titre de commandité et au nom d’Alliance Pipeline Limited Partnership | 31 décembre 2045 | 95 109 152 $ | 587 731 326 $ |
| Aurora Pipe Line Company Ltd. | 31 décembre 2049 | 14 783 $ | 349 413 $ |
| Centra Transmission Holdings Inc. | 31 décembre 2054 | 8 770 000 $ | 30 803 647 $ |
| Emera Brunswick Pipeline Company Ltd. | 16 juillet 2034 | 8 101 000 $ | 36 252 444 $ |
| Enbridge Bakken Pipeline Company Inc., au nom d’Enbridge Bakken Pipeline Limited Partnership | 31 décembre 2039 | 5 851 000 $ | 31 367 962 $ |
| Enbridge Gas Inc.Footnote 6 | Entièrement financé | 251 786 $ | 235 799 $ |
| Enbridge Pipelines (NW) Inc. | 31 décembre 2030 | 24 082 000 $ | 98 945 130 $ |
| Pipelines Enbridge Inc. | 31 décembre 2054 | 409 429 000 $ | 2 446 585 854 $ |
| Enbridge Southern Lights GP Inc., au nom d’Enbridge Southern Lights LP | 31 décembre 2054 | 38 536 000 $ | 261 845 974 $ |
| Express Pipeline Ltd. | 31 décembre 2054 | 21 054 000 $ | 86 891 525 $ |
| Foothills Pipe Lines Ltd. | 31 décembre 2045 | 86 896 000 $ | 380 687 059 $ |
| Genesis Pipeline Canada Ltd. | 31 décembre 2049 | 2 460 683 $ | 9 662 436 $ |
| Kinder Morgan Utopia Ltd. | 31 décembre 2054 | 306 000 $ | 1 311 608 $ |
| Kingston Midstream Virden Limited | 31 décembre 2034 | 1 482 000 $ | 10 507 662 $ |
| Kingston Midstream Westspur Limited | 31 décembre 2054 | 13 754 000 $ | 76 222 688 $ |
| Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. | 30 juin 2034 | 115 978 000 $ | 187 467 344 $ |
| Milk River Pipeline Ltd. | 31 décembre 2049 | 1 139 053 $ | 7 336 724 $ |
| Pipe-Lines Montréal limitée | 31 décembre 2044 | 6 455 293 $ | 61 371 755 $ |
| Niagara Gas Transmission Limited | 31 décembre 2054 | 1 699 000 $ | 7 890 583 $ |
| NorthRiver Midstream Canada Partner Limited, à titre de commandité et au nom de NorthRiver Midstream Canada LP | 31 décembre 2054 | 241 000 $ | 2 593 319 $ |
| NGTL GP Ltd., au nom de NGTL Limited Partnership | 31 décembre 2045 | 798 525 000 $ | 5 203 697 226 $ |
| PKM Cochin ULC | 31 décembre 2050 | 15 181 967 $ | 105 855 977 $ |
| Plains Midstream Canada ULC | 31 décembre 2049 | 14 223 447 $ | 210 402 113 $ |
| Pouce Coupé Pipe Line Ltd. (Réseau Nord) | 31 décembre 2042 | 7 498 990 $ | 20 913 245 $ |
| Pouce Coupé Pipe Line Ltd. (Réseau de Pouce Coupé) | 31 décembre 2042 | 2 178 243 $ | 7 183 125 $ |
| Souris Valley Pipeline LimitedFootnote 7 | Entièrement financé | Plus de 5 944 404 $ | 5 944 404 $ |
| St. Clair Pipelines Ltd. | 31 décembre 2054 | 441 000 $ | 1 094 243 $ |
| Trans Mountain Pipeline ULC | 10 décembre 2053 | 112 058 399 $ | 646 783 266 $ |
| Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. | 31 décembre 2043 | 44 885 000 $ | 162 399 840 $ |
| TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd. | 31 décembre 2054 | 103 190 000 $ | 412 604 118 $ |
| TransCanada PipeLines Limited | 31 décembre 2043 | 1 347 707 000 $ | 4 133 159 254 $ |
| Pipelines Trans-Nord Inc. | 31 décembre 2054 | 30 345 129 $ | 160 818 666 $ |
| Vector Pipeline Limited, au nom de Vector Pipeline Limited Partnership | 31 décembre 2054 | 1 638 000 $ | 7 702 872 $ |
| Westcoast Energy Inc. (Réseau de transport) | 31 décembre 2053 | 89 357 000 $ | 854 191 998 $ |
| Westcoast Energy Inc. (Réseau de collecte et de traitement) | Entièrement financé | 46 397 000 $ | 18 520 357 $ |
| Westover Express Pipeline Limited | 31 décembre 2054 | 7 478 000 $ | 49 821 242 $ |
Sociétés sans fonds mis de côté pour la cessation d’exploitation
Dans des circonstances limitées, les sociétés peuvent être exemptées de l’obligation de fournir une lettre de crédit ou un cautionnement ou de mettre de côté des fonds dans une fiducie. Le tableau I.3 présente les coûts estimatifs de la cessation d’exploitation de chaque société bénéficiant d’une telle exemption (en dollars de 2023) et la base de l’exemption.
Tableau I.3
| Société | Coûts estimatifs de la cessation d’exploitation (2023 $) |
Remarques |
|---|---|---|
| Agence des services frontaliers du Canada | 255 363 $ | L’Office a accordé une exemption de l’obligation de mettre de côté des fonds pour la cessation d’exploitation du fait que l’Agence des services frontaliers du Canada est un organisme fédéral. Le 27 mars 2024, la Commission a maintenu l’exemption (C29054). |
| Many Islands Pipe Lines (Canada) Limited | 79 844 582 $ | Le 4 mars 2025, la Commission a soustrait Many Islands Pipe Lines (Canada) Limited à l’obligation de mettre de côté des fonds pour la cessation d’exploitation, au motif qu’elle est une filiale en propriété exclusive de SaskEnergy, une société d’État de la Saskatchewan (C33651). L’exemption demeurera en vigueur jusqu’à ce que les actions soient vendues à une entité non gouvernementale. |
| NorthRiver Midstream NEBC Connector GP Inc. | 42 088 437 $ | NorthRiver Midstream NEBC Connector GP Inc. est une nouvelle société pipelinière. La Commission lui a ordonné de déposer une lettre de crédit, un cautionnement ou des documents relatifs à une fiducie au plus tard le 2 juin 2025 (C34006). |
| Portal Municipal Gas Company Canada Inc. | 333 $ | L’Office a soustrait Portal Municipal Gas Company Canada Inc. à l’obligation de mettre de côté des fonds pour la cessation d’exploitation en raison de ses faibles coûts estimatifs. Le 27 mars 2024, la Commission a maintenu l’exemption (C29054). |
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