Rapport annuel 2024–2025 de la Commission de la Régie de l’énergie du Canada – Travaux de la Commission durant l’exercice 2024–2025

Aperçu des décisions de la Commission

Bien que les demandes de plus grande envergure dont il est question ci-dessous aient tendance à obtenir une plus grande visibilité, la Commission consacre beaucoup de temps à rendre des décisions sur diverses demandes et questions d’infrastructure de moindre envergure.

Au cours de l’exercice 2024-2025, la Commission a rendu 606 décisions sur des demandes visant des infrastructures, des droits et tarifs, des licences d’exportation et des ordonnances visant l’exportation, des activités d’exploration et de production dans des régions pionnières ainsi que des autorisations de mise en service et d’autres décisions portant sur des dossiers liés au cycle de vie de l’infrastructure énergétique. Voici une synthèse des décisions et recommandations de la Commission pour l’exercice 2024-2025.

Dans l’ensemble, le nombre de décisions rendues cette année (606) était semblable à celui de 2023-2024 (618), avec un peu moins de décisions concernant l’infrastructure, les droits et le tarif. Cependant, les types de décisions rendues ont considérablement changé par rapport à l’exercice précédent. Le changement le plus important a été une diminution des décisions relatives à l’exploration et à la production (25 en 2024-2025 par rapport à 38 l’année précédente), des ordonnances d’autorisation de mise en service (17 par rapport à 34) et des autres (16 par rapport à 28). La diminution du nombre d’ordonnances d’autorisation de mise en service est attribuable à la réduction du nombre de demandes de ce type pour le projet de Trans Mountain, qui en était aux dernières étapes de la construction en 2024-2025. De plus, le nombre de décisions relatives aux exportations a augmenté par rapport à l’année précédente (487 comparativement à 447), en partie en raison du nombre plus élevé de demandes visant l’exportation à court terme du gaz.

La Commission a examiné diverses demandes et questions en 2024-2025, dont la taille et la complexité varient, et a respecté tous les délais prescrits par la loi pendant la période visée par le rapport. La section qui suit résume les décisions et instances de plus grande envergure dont la Commission a été saisie au cours de l’exercice.

Processus terminés

Autorisation de mise en service du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain

Le 1^er mai 2024, la Commission a rendu la dernière ordonnance d’autorisation de mise en service du projet de Trans Mountain. L’ouverture du pipeline de 1 150 km a triplé la capacité de transport et élargi l’accès au pétrole brut et au pétrole raffiné aux marchés internationaux. Bien que la construction du pipeline soit maintenant terminée, il y a d’autres aspects de son exploitation auxquels la Commission participera activement à l’avenir, notamment la demande de Trans Mountain visant les droits provisoires, dont il est question plus loin dans la section sur les processus en cours.

Projet de cessation d’exploitation du pipeline Pointed Mountain de Westcoast

Le 5 décembre 2024, la Commission a approuvé la demande de Westcoast Energy Inc. visant la cessation d’exploitation du pipeline Pointed Mountain de 56 km, qui traverse les frontières des Territoires du Nord-Ouest, du Yukon et de la Colombie-Britannique. Dans cette décision, la Commission a examiné la LRCE, la Loi sur la gestion des ressources de la vallée du Mackenzie et la Loi sur l’évaluation environnementale et socioéconomique au Yukon. La Commission a également tenu compte des effets éventuels de la cessation d’exploitation sur les droits et les intérêts des peuples autochtones.

Dépôt de conformité visant la tarification relative à l’agent réducteur de frottement de South Bow

Le 14 décembre 2022, la Commission a ordonné à TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd. de recalculer et de déposer de nouveau les droits pour les années 2020 et 2021 afin d’y retrancher certains coûts afférents à l’utilisation d’un agent réducteur de traînée (« ART »), si l’ART avait été utilisé pour accroître la capacité nominale du réseau. Dans sa réponse, Keystone a déposé un document de conformité proposant une nouvelle méthode pour répartir les coûts liés à l’ART, à laquelle se sont opposés Phillips 66 Canada Ltd et Cenovus Energy Inc. La Commission a établi un processus pour examiner cette nouvelle méthode et a tenu une audience orale à l’automne 2024. Dans sa décision de mars 2025, la Commission a jugé que la méthode de répartition des coûts liés à l’utilisation d’un ART de South Bow, sous réserve d’un rajustement, produira des droits justes et raisonnables pour 2020 et 2021.

Coûts estimatifs de la cessation d’exploitation et mécanismes de prélèvement et de mise de côté de fonds

La Commission examine périodiquement le montant des fonds que les sociétés doivent mettre de côté pour financer la cessation d’exploitation future de leurs réseaux pipeliniers réglementés, soit les coûts estimatifs de la cessation d’exploitation. Ces examens sont habituellement effectués tous les cinq ans. Lors du plus récent, la Commission a publié des estimations à jour calculées selon une nouvelle méthode fondée sur le système d’information géographique (« SIG ») et a ordonné aux sociétés qui utilisent une lettre de crédit ou de cautionnement pour leur mécanisme de mise de côté de fonds de modifier ou de remplacer leurs instruments financiers au moyen des nouvelles estimations d’ici le 31 mai 2024. Le 22 juillet 2024, la Commission a rendu des ordonnances de non-conformité à l’endroit de 16 sociétés qui ne satisfaisaient pas à ces exigences de dépôt. Les sociétés ayant recours à une fiducie devaient déposer des renseignements à jour sur la façon dont les fonds seraient mis de côté au fil du temps. La Commission a rendu ses décisions sur ces documents les 24 mai et 30 août 2024.

Processus en cours

Programme d’agrandissement Sunrise de Westcoast Energy

Le programme d’agrandissement Sunrise de Westcoast prévoit la construction de 11 tronçons de doublement pipelinier totalisant plus de 137 km, ainsi que des infrastructures supplémentaires (dont deux sections de ligne de transport d’électricité et des compresseurs) sur le réseau de transport de gaz naturel Sud existant dans le centre et le sud de la Colombie-Britannique. Le projet approvisionnera les marchés intérieurs et internationaux en gaz naturel. Environ 95 % de la longueur totale du pipeline longe des perturbations linéaires existantes, comme des couloirs pipeliniers et de services publics multiples ou des emprises de lignes de transport d’électricité. Les titulaires de droits et les membres du public et du milieu des affaires ont exprimé un intérêt général pour ce projet. Il y a 61 intervenants, dont 38 Premières Nations et communautés métisses. Des séances de présentation orale du savoir autochtone ont eu lieu à Prince George, en Colombie-Britannique. D’autres séances et d’autres étapes de l’audience se dérouleront jusqu’en 2025.

Pouce Coupé – Projet de Taylor à Gordondale

Dans sa demande, Pouce Coupé propose d’accroître la capacité existante de transport de liquides de gaz naturel et de pétrole brut en Alberta à partir de la formation de Montney dans le nord-est de la Colombie-Britannique, en construisant un pipeline d’environ 89 km et en modernisant des installations existantes. La construction longera des perturbations linéaires existantes ou approuvées sur environ 96 % du tracé. Trente-quatre intervenants se sont inscrits à l’audience, dont 24 communautés autochtones. Douze communautés autochtones ont transmis oralement leurs connaissances autochtones à Grande Prairie, en Alberta, en mars 2025, et d’autres étapes d’audience sont prévues au printemps et à l’été 2025.

Droits provisoires de Trans Mountain

Le 1^er juin 2023, Trans Mountain a présenté une demande visant à faire approuver les droits provisoires exigibles sur son réseau pipelinier agrandi pour le transport d’hydrocarbures. Les droits provisoires s’appliqueront au réseau pipelinier de Trans Mountain à compter de mai 2024, soit à la date de la mise en service du réseau agrandi. La demande, en particulier les droits, a été contestée par plusieurs expéditeurs de Trans Mountain, entre autres parties. Le 30 novembre 2023, la Commission a rendu une décision préliminaire sur un ensemble plus restreint de questions, dont l’approbation des droits provisoires. Cette décision a permis à Trans Mountain d’imposer des droits sur le réseau agrandi, mais ces droits provisoires établis de façon préliminaire pourraient faire l’objet de changements en fonction du processus en cours de la Commission à l’égard des derniers droits provisoires. Dans le cadre de l’étape actuelle du processus, des observations plus détaillées et un plus large éventail de questions sont examinées. Les instances orales pour l’évaluation plus détaillée de la Commission visant à déterminer les derniers droits provisoires de Trans Mountain devraient commencer en novembre 2025.

Demandes d’Imperial Oil Resources N.W.T. Ltd. Concernant l’autorisation d’opérations 1210-001 et la canalisation 490

Imperial Oil Resources N.W.T. Ltd., aux termes de la LOPC, a demandé de prolonger de dix ans l’autorisation d’opérations de Norman Wells et de remplacer des conduites d’écoulement dans le couloir de la canalisation 490 au moyen d’une méthode de forage horizontal. En mai 2024, la Commission a tenu des séances de présentation orale du savoir autochtone en personne dans la collectivité de Fort Good Hope, dans les Territoires du Nord-Ouest, où elle a entendu plus de 40 présentateurs. Les séances ont été interprétées simultanément en Dene Xǝdǝ, le dialecte K’ahsho Got’ine de la langue dénée. La Commission a également tenu une séance de présentation orale virtuelle des connaissances autochtones au cours de laquelle elle a entendu plus de 15 membres de la communauté de Tulita (Territoires du Nord-Ouest). De plus, des intervenants ont déposé une preuve écrite, ont répondu aux demandes de renseignements et en ont présentées, ont formulé des commentaires sur les conditions et ont déposé une plaidoirie finale. Les membres du public intéressés ont soumis des lettres de commentaires et la Commission a adressé des demandes de renseignements à Impériale. Peu après que la Commission a reçu la plaidoirie finale des parties, en octobre 2024, le Sahtu Secretariat Incorporated a renvoyé les demandes, qui sont aussi à l’étude par l’Office des terres et des eaux du Sahtu, au Bureau d’examen des répercussions environnementales dans la vallée du Mackenzie pour une évaluation environnementale aux termes de la LGRVM. Comme l’exigent les lois pertinentes, la Commission a interrompu son processus pendant cette nouvelle évaluation. Elle reprendra son processus et rendra ses décisions après avoir reçu le rapport connexe.

Indemnisation et répartition des coûts

La Commission est responsable du processus décisionnel relatif aux demandes d’indemnisation foncière. En 2024-2025, une demande a été rejetée, deux ont été retirées (ce qui a essentiellement eu pour effet d’annuler ces demandes) avant le début du processus d’audience, deux ont été retirées pendant le processus d’audience, deux ont été mises en suspens et une a été ajournée. Sept demandeurs ont indiqué qu’ils avaient entamé des négociations ou un mode substitutif de règlement des différends avec l’intimé [société] et qu’ils ne voulaient pas que la Commission convoque une audience pour le moment.

Pour la période visée par le présent rapport, bien qu’il y ait eu des étapes du processus pour diverses audiences sur l’indemnisation, aucune audience orale n’a été tenue et aucune décision n’a été rendue relativement aux demandes d’indemnisation. Pour de plus amples renseignements sur l’état d’avancement de toutes les demandes d’indemnisation, veuillez consulter l’annexe H.

En vertu de la LRCE, la Commission a le pouvoir de donner des instructions concernant la répartition des coûts directement attribuables à toute construction ou à tout remuement à proximité de pipelines du ressort de la Régie. Deux demandes de répartition des coûts ont été présentées à la Commission en 2024-2025. L’une a été retirée en raison d’un processus de règlement des différends fructueux et l’autre est en cours.

Coûts estimatifs de la cessation d’exploitation et mécanismes de prélèvement et de mise de côté de fonds

La Commission examine périodiquement le montant des fonds que les sociétés doivent mettre de côté pour financer la cessation d’exploitation future de leurs réseaux pipeliniers réglementés, soit les coûts estimatifs de la cessation d’exploitation. La Commission a récemment conclu un examen au cours duquel elle a élaboré une méthode fondée sur le SIG pour calculer les coûts de la cessation d’exploitation et a envoyé des estimations à jour à toutes les sociétés. La Commission a également donné des instructions aux sociétés qui utilisent des fiducies comme mécanisme de mise de côté de fonds pour la cessation d’exploitation. Après que la Commission a rendu ses décisions et mis à jour les coûts estimatifs de la cessation d’exploitation, trois sociétés ont présenté une demande de révision et de modification de leurs coûts estimatifs de la cessation d’exploitation respectifs ainsi que de leur mécanisme de prélèvement et de mise de côté de fonds. L’évaluation de ces demandes par la Commission se poursuit en 2025-2026.

Autre

Processus de commentaires sur les droits d’Alliance et communication de renseignements

Les principaux exploitants de réseaux pipeliniers doivent déposer régulièrement des renseignements financiers auprès de la Régie. Ces renseignements comprennent habituellement le rendement des capitaux propres de la société exploitant le réseau pipelinier. La Régie mène également des sondages annuels pour recueillir les commentaires des expéditeurs sur ses activités de surveillance des droits et sur la qualité du service offert sur les pipelines qu’elle réglemente. La Commission peut, de sa propre initiative, vérifier si les droits exigibles sur un réseau pipelinier réglementé sont justes et raisonnables.

Prenant acte des préoccupations soulevées par les expéditeurs dans les réponses au sondage sur le rendement des capitaux propres d’Alliance, en mai 2024, la Commission a lancé un processus de commentaires sur les droits exigibles sur le pipeline Alliance et le caractère adéquat des renseignements financiers déposés par la société. En novembre 2024, après avoir examiné les commentaires d’Alliance et de ses expéditeurs, la Commission a imposé des droits provisoires à Alliance et lui a ordonné de déposer une nouvelle méthode de conception des droits ou une demande détaillée à l’appui de cette méthode. La Commission a par la suite approuvé la demande d’Alliance visant à obtenir plus de temps pour négocier avec ses expéditeurs avant de déposer une demande. Alliance poursuit les négociations avec les expéditeurs au sujet de sa méthode de conception des droits et du partage de l’information et est tenue de déposer une demande de droits au plus tard le 30 juin 2025 ou de demander un report.

Demandes retirées

De nombreuses demandes n’ont pas nécessité de décision finale de la Commission au cours de la dernière année, car les parties ont été en mesure de parvenir à un règlement ou de reprendre les négociations, indépendamment du processus d’audience. Outre de nombreux règlements sur les droits et demandes d’indemnisation, deux demandes de plus grande envergure ont été présentées dans cette catégorie.

En juillet 2024, NorthRiver Midstream NEBC Connector GP Inc. a déposé un avis de requête et de question constitutionnelle sollicitant une exemption de certaines approbations provinciales pour le projet de raccordement dans le nord-est de la Colombie-Britannique en raison de retards allégués de la part de la BC Energy Regulator. En janvier 2025, la Commission a accédé à la demande de NorthRiver de mettre fin à l’audience parce que la BC Energy Regulator avait accordé les approbations provinciales pertinentes et que la mesure demandée n’était plus nécessaire.

En novembre 2023, NorthPoint Energy Solutions Inc. a déposé une plainte contre la Régie de l’hydro-électricité du Manitoba, soutenant que celle-ci ne s’était pas acquittée de ses obligations en matière d’accès équitable au marché, comme l’exige le permis d’exportation d’électricité EPE-404. La Commission a rejeté la plainte après que NorthPoint a déclaré qu’elle avait réalisé des progrès satisfaisants relativement aux questions en litige avec Manitoba Hydro et a demandé que l’affaire soit close.

Date de modification :

2025-08-14