Profils pipeliniers – Canalisation 9 d’Enbridge

Description du pipeline

Section mise à jour en mars 2022

Description de la carte

Description : La canalisation 9 passe par des municipalités ontariennes comme Sarnia, London, Hamilton, Burlington, Oakville, Mississauga, Toronto, Oshawa, Belleville, Kingston, Brockville et Cornwall. À la frontière avec le Québec, il traverse la rivière des Outaouais près de Hawkesbury du côté ontarien pour ensuite rejoindre Mirabel, Blainville, Terrebonne et Montréal. Plusieurs stations de pompage se succèdent le long du pipeline : terminal de Sarnia, station North Westover, station Hilton, station Cardinal, station Terrebonne et terminal de Montréal.

Précisions

Propriété

  • Nom du pipeline : canalisation 9 d’Enbridge
  • Société réglementée par la Régie : Pipelines Enbridge Inc.
  • Mise en exploitation : 1976

Attributs

Marchés

La canalisation 9 d’Enbridge transporte du pétrole brut de Sarnia, en Ontario, jusqu’à Montréal, au Québec. Elle dessert deux raffineries dans cette province à l’origine de produits pétroliers raffinésDefinition* (« PPR ») destinés à des consommateurs du Québec, de l’Ontario, des Maritimes, du Nord-Est des États Unis et d’ailleurs dans le monde :

La canalisation 9 est également en mesure de livrer du pétrole brut pour charge d’alimentationDefinition* à la raffinerie de Nanticoke de l’Impériale (capacité de 113 000 b/j) en passant par la canalisation 11 du réseau principal d’Enbridge au Canada. La raffinerie de Nanticoke est par ailleurs approvisionnée par la canalisation 7 du réseau principal d’Enbridge, elle-même raccordée à la canalisation 11. Elle approvisionne des marchés de l’Ontario, du Québec et des États-Unis en PPR.

Incidences sur les consommateurs

La canalisation 9 achemine du pétrole brut à des raffineries de l’Ontario et du Québec qui produisent divers PPR. La production varie selon la saisonNote de bas de page 5. Voici quelques produits utilisés régulièrement par les consommateurs canadiens :

  • carburéacteur, transporté par le pipeline Trans-Nord ou par camion pour utilisation dans les aéroports, notamment Pearson de Toronto et international Montréal-Trudeau;
  • produits pétrochimiques pour la fabrication de plastiques comme des bouteilles et de vêtements en polyester;
  • essence et diesel, pour le ravitaillement des voitures et des camions aux stations-service;
  • mazout de chauffage pour système central de maisons et d’immeubles de bureaux;
  • diesel et combustible de soute pour les navires, notamment marchands, entrant et sortant du port de Montréal;
  • asphalte pour le revêtement des routes, l’étanchéité des toits, des protections diverses et d’autres applications de même nature.
Références
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Chronologie du pipeline

Section mise à jour en mars 2022

8 avril 1975 – Modification majeure aux installations

Le gouvernement du Canada conclut une ententeNote de bas de page 6 avec Interprovincial Pipe Line Inc. (« IPL »), prédécesseur d’Enbridge Inc.Note de bas de page 7, pour appuyer la construction du prolongement Montréal, maintenant connu sous le nom de canalisation 9Note de bas de page 8.

  • La construction de la canalisation 9 a débuté en 1975 afin d’assurer l’approvisionnement en pétrole brut des raffineries de l’Est du Canada. À l’époque, les réseaux pipeliniers au pays ne pouvaient pas acheminer directement de pétrole brut vers ces raffineries à partir de l’Ouest canadien.

4 juin 1976

Mise en service de la canalisation 9, d’une capacité d’environ 315 000 b/j et qui transporte vers des raffineries du Québec du pétrole brut produit dans l’Ouest canadien.

1er mai 1997

Dépôt d’une demande par IPL (projet d’inversion de la canalisation 9) visant à inverser le sens d’écoulement d’est en ouest pour une capacité de 240 000 b/j.

9 décembre 1997

Dans les Motifs de décision OH-2-97, l’Office national de l’énergie, précurseur de la Régie de l’énergie du Canada, approuve le projet d’inversion de la canalisation 9.

1999 – Modification majeure aux installations

Enbridge inverse le sens d’écoulement de la canalisation 9 vers l’ouest.

  • En 1999, Enbridge a inversé le sens d’écoulement de la canalisation 9 pour transporter du pétrole brut de Montréal jusqu’à des raffineries en Ontario. Ce pétrole était d’abord importé sur le pipeline Montréal à partir de Portland, dans l’État du Maine. Il avait précédemment été acheminé jusqu’en Amérique du Nord sur des navires en provenance de régions comme la mer du Nord, l’Afrique de l’Ouest et le Proche-Orient. Après l’inversion, la capacité de la canalisation 9 était d’environ 240 000 b/j.

8 août 2011 – Modification majeure aux installations

Enbridge dépose une demande (première étape du projet d’inversion de la canalisation 9) visant l’inversion du sens d’écoulement de la canalisation 9A vers l’est.

  • En août 2011, Enbridge a déposé une demande visant l’inversion d’un tronçon de 194 kilomètres (« km ») de la canalisation 9 en Ontario, entre Sarnia et Westover (canalisation 9A). Initialement, la capacité nominale était de 169 000 b/j, mais elle pouvait être portée à 250 000 b/j. Cette inversion faisait suite à une demande de l’Impériale visant l’approvisionnement de sa raffinerie de Nanticoke en pétrole brut produit dans l’Ouest canadien et aux États-Unis.

27 juillet 2012

Dans la lettre de décision OH-005-2011, l’Office approuve la première étape du projet d’inversion de la canalisation 9.

29 novembre 2012 – Modification majeure aux installations

Enbridge dépose une demande (projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9) visant à inverser le sens d’écoulement de la canalisation 9B vers l’est et à augmenter la capacité de la canalisation 9 dans son ensemble à 300 000 b/j.

  • En novembre 2012, Enbridge a déposé une demande visant l’inversion d’un tronçon de 693 km de la canalisation 9 de Westover, en Ontario, à Montréal, au Québec (canalisation 9B). La demande visait aussi l’accroissement de la capacité de la canalisation 9 dans son ensemble, de 240 000 b/j à environ 300 000 b/j, grâce à l’introduction d’un agent réducteur de frottement, plus la révision du tarif des règles et règlements de cette même canalisation afin d’y permettre le transport de pétrole brut lourd.

1er août 2013

La première étape du projet d’inversion de la canalisation 9 est terminée et mise en service.

6 mars 2014

Dans les Motifs de décision OH-002-2013, l’Office approuve le projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9, sous réserve de certaines conditionsNote de bas de page 9.

1er décembre 2012 – Modification majeure aux installations

Le projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9 est mis en service.


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Débit et capacité

Section mise à jour chaque année (mi-avril)

La canalisation 9 est exploitée à une capacité d’environ 300 000 b/j, dont 25 000 sont mis de côté sous forme non souscrite, soit 8,3 % du total.

Choisir une unité :
Tendances des principaux points
Description des principaux points

Remarque : La capacité physique d’un pipeline dépend de nombreux facteurs, tels que les produits transportés, le sens d’écoulement, la capacité de pompage du pipeline, les travaux d’entretien et les restrictions de pression. La capacité physique réelle du pipeline peut parfois être supérieure à la capacité opérationnelle hypothétique indiquée ici.

Instructions pour le tableau de bord
  • Cliquez sur un point principal au-dessus du graphique et de la carte pour voir le transport à un autre endroit. La carte montre les emplacements approximatifs sur le pipeline où l’exploitant du pipeline enregistre les débits et la capacité.
  • Cliquez et faites glisser votre souris sur le graphique pour faire un zoom jusqu’à la plage de dates souhaitée. Cliquez sur le bouton Réinitialiser le zoom pour réinitialiser toute la plage de dates.
  • Cliquez sur les éléments de la légende sous le graphique pour supprimer et ajouter des sections de données au besoin.
  • Les tendances des principaux points sont calculées à partir du transport moyen trimestriel au point principal. Les tendances de débit de gaz naturel sont présentées d’une année à l’autre (données du dernier trimestre complet par rapport au même trimestre l’année précédente). Les tendances pour le pétrole brut et les liquides aux principaux points sont présentées d’un trimestre à l’autre (dernier trimestre complet par rapport au trimestre précédent).

Remarque : La moyenne sur cinq ans est calculée pour les principaux points pour le gaz naturel à partir du débit total pour tous les types d’échanges commerciaux et le sens d’écoulement. Pour les principaux points dans les deux sens (exportations et importations), le débit est affiché pour les deux directions, au lieu de la moyenne sur cinq ans.

Source et description de la figure

Source de données : Gouvernement ouvert

Description : Le tableau de bord ci-dessus indique le débit et la capacité du pipeline aux principaux points sur le réseau. Lorsque cela est possible, la moyenne sur cinq ans et la fourchette de débit sur cinq ans sont illustrées avec le débit de l’année en cours pour mieux faire ressortir les tendances. Pour les principaux points du pipeline dont l’emplacement est défini, une carte est affichée à côté du graphique, montrant l’emplacement approximatif où le débit et la capacité du pipeline sont enregistrés.

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Procédure de répartition, de commande et de vérification

Il y a peu de répartition sur la canalisation 9, la capacité y étant généralement suffisante pour les expéditeurs. Puisqu’elle est approvisionnée par le réseau principal d’Enbridge, ses expéditeurs sont assujettis à la procédure de répartition, de commande et de vérification de ce réseau. Par conséquent, toute répartition sur le réseau principal au Canada peut avoir une incidence sur les expéditeurs de la canalisation 9. Pour un complément d’information sur la procédure en question, voir la page du site Web de la Régie sur le profil pipelinier du réseau principal d’Enbridge.

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Droits

Section mise à jour en mars 2022

Les droits sont les prix exigés par une société pipelinière pour les services de transport et autres qu’elle propose. Ceux perçus permettent d’exploiter et d’entretenir les pipelines de façon sûre. Ils procurent également des fonds pour récupérer le capital engagé (l’argent ayant servi à construire le pipeline), payer les dettes et assurer un rendement aux investisseurs.

Le graphique interactif qui suit montre les droits locaux de Sarnia à Montréal et conjoints internationaux* pour certains parcours (de points de réception sur le réseau principal d’Enbridge jusqu’à des points de livraison sur la canalisation 9) depuis le milieu de 2014.

Les droits communs internationaux pour la canalisation 9 couvrent le service sur le réseau principal d’Enbridge. Ces droits s’appliquent au transport de pétrole brut depuis des points de réception du réseau principal dans l’Ouest canadien jusqu’aux points de livraison de la canalisation 9 à Nanticoke, en Ontario, ou à Montréal, au Québec, en passant par la frontière internationale à proximité de Gretna, au Manitoba, et de Sarnia, en Ontario. Les droits communs internationaux pour les services souscrits sont établis d’après les frais de transport sur le réseau principal d’Enbridge et plusieurs autres suppléments. Pour les services qui ne sont pas souscrits, ils sont établis selon une prime de sorte qu’ils ne soient pas supérieurs à 122 % des droits communs internationaux pour les services souscrits sur le même parcours.

Les droits locaux pour la canalisation 9 s’appliquent au service de transport de Sarnia, en Ontario, à Montréal, au Québec.

Les données ouvertes peuvent être utilisées et transmises librement. Les données pour ces graphiques sont disponibles.

Les documents officiels de la Régie portant sur le transport, les droits et les tarifs relatifs à Pipelines Enbridge Inc. se trouvent ici : [Dossier 155829].

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Financement des activités de cessation d’exploitation

Section mise à jour en mars 2022

La Régie exige que toutes les sociétés pipelinières mettent de côté des fonds pour la cessation d’exploitation des pipelines en toute sécurité à la fin de leur vie utile. En 2016, Pipelines Enbridge Inc. A estimé à 1,743 milliard de dollars ces coûts pour les pipelines de la société, dont le réseau principal au Canada et la canalisation 9, une somme qui sera recueillie sur une période de 40 ans et versée dans des comptes en fiducie. Même si les coûts estimatifs de cessation d’exploitation de la canalisation 9 sont intégrés à ceux du réseau principal au Canada, les fonds à cet égard sont prélevés et déclarés séparément (voir le tableau 1). Pour un complément d’information sur le solde des comptes précités, voir la page du site Web de la Régie sur le profil pipelinier du réseau principal d’Enbridge.

Tableau 1 : Solde de la fiducie constituée pour la cessation d’exploitation de la canalisation 9 d’Enbridge

2015 2016 2017 2018 2019 2020
Solde de la fiducie (en dollars) 0 3 700 000 7 800 000 12 000 000 18 100 000 23 200 000

Les documents officiels de la Régie sur le financement de la cessation d’exploitation, classés par année et par société, sont accessibles à partir du lien [Dossier 3300366].

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Renseignements financiers

Pour un complément d’information sur les besoins en ressources financières à l’échelle de la société et les audits réglementaires portant sur les finances, voir la page du site Web de la Régie sur le profil pipelinier du réseau principal d’Enbridge. Il est à noter que la canalisation 9 est exclue des données financières du réseau principal au Canada d’Enbridge.

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Sécurité et environnement

Le réseau principal au Canada renferme des données sur la sécurité et l’environnement pour la canalisation 9. Pour un complément d’information quant à la conformité aux conditions sur le réseau principal au Canada d’Enbridge, incidents signalés, activités d’exploitation et d’entretien, sites contaminés ou mesures correctives et à la gestion des situations d’urgence, voir la page du site Web de la Régie sur le profil pipelinier du réseau principal d’Enbridge.

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