Annexes

Annexe A:

Annexe A : Biographies des commissaires

Damien A. Côté, commissaire en chef

Damien A. Côté a été nommé membre temporaire à l’Office national de l’énergie en octobre 2016 et a été nommé de nouveau en avril 2019. Il possède une expertise inestimable en droit autochtone et réglementaire et compte plus de sept ans d’expérience à des postes de haute direction. Avant de se joindre à l’organisation, il a travaillé au ministère de la Justice du Canada et au Service des poursuites pénales du Canada, tous deux à Iqaluit, au Nunavut. Il a ensuite été directeur administratif de l’Office des eaux du Nunavut à Gjoa Haven, toujours au Nunavut, avant de devenir chef de l’exploitation de l’Inuvialuit Regional Corporation à Inuvik, aux Territoires du Nord-Ouest. Il a été nommé au poste de commissaire en chef après avoir exercé brièvement les fonctions de membre à la Commission de l’immigration et du statut de réfugié du Canada. M. Côté est titulaire d’un doctorat en jurisprudence et d’une licence en droit de l’Université d’Ottawa, d’une maîtrise ès arts en économie de l’Université de Toronto, ainsi que d’un baccalauréat en génie de l’environnement et d’un baccalauréat ès arts en économie de l’Université Carleton.

Kathy Penney, commissaire en chef adjointe

Avant sa nomination à titre de commissaire à la Régie, Kathy Penney était membre permanente de la Commission canadienne de sûreté nucléaire. Elle cumule plus de 25 années d’expérience dans les domaines de la réglementation, de l’environnement, de la santé et de la sécurité, et ce, tant dans les secteurs public que privé. M^mePenney possède une expertise en évaluation environnementale, processus d’assurance et de conformité en matière de santé, sécurité et environnement, audiences quasi judiciaires et du gouvernement fédéral relativement à des projets, consultation des collectivités et mobilisation des peuples autochtones. Au cours de sa carrière, elle a travaillé à l’entreprise de gestion environnementale Jacques Whitford, à Terre-Neuve-et-Labrador et dans l’Ouest canadien, ainsi qu’à la Royal Dutch Shell, au Canada et en Australie. Elle a siégé récemment à la commission de révision de l’évaluation foncière du comté de Rocky View. Elle est titulaire d’une maîtrise ès sciences de l’Université de la Colombie-Britannique et d’un baccalauréat ès sciences de l’Université de Toronto. M^mePenney est chercheuse-boursière au Collège Pearson et détient un certificat en direction supérieure de l’Université Queen’s.

Stephania Luciuk, commissaire

M^me Stephania Luciuk a été nommée commissaire en 2019. Avant sa nomination, M^meLuciuk a exercé le droit pendant plus de 20 ans et a acquis une vaste expérience dans le secteur de l’énergie. Elle a été conseillère juridique à l’Impériale et à Canadian Oil Sands Limited et dans les cabinets privés Macleod Dixon et Fasken Martineau DuMoulin. Elle a exercé le droit dans les domaines de la réglementation, du commerce et de l’environnement, ainsi que de la mobilisation auprès des peuples autochtones en ce qui a trait à la mise en valeur du pétrole et du gaz classiques et non classiques et à l’exploitation des pipelines connexes. En 2017, elle a été nommée professeure adjointe à la Bissett School of Business de l’Université Mount Royal. Elle a également été commissaire à temps partiel de la Commission d’appel de l’indemnisation des travailleurs de l’Alberta et médiatrice pour la Cour provinciale de l’Alberta. Elle représente actuellement la Régie à la NARUC (National Association of Regulatory Utility Commissioners). M^meLuciuk est titulaire d’un doctorat en jurisprudence de l’Osgoode Hall Law School de l’Université York et d’une maîtrise en droit international de l’environnement portant sur la protection de l’eau douce de l’Université Dalhousie.

Wilma Jacknife, commissaire

Wilma Jacknife a été membre temporaire de l’Office national de l’énergie jusqu’en décembre 2018. Elle exerce le droit depuis plus de 20 ans en cabinet privé et à titre de conseillère juridique de la Première Nation de Cold Lake, en Alberta. Elle se spécialise dans la gouvernance et la légifération pour les Premières Nations, la consultation et la négociation d’ententes sur les répercussions et les avantages, l’expansion d’entreprise, le droit administratif ainsi que le droit du travail et le droit successoral. Elle a en outre participé à des groupes de travail mixtes en vue de créer des cadres législatifs pour les Premières Nations au Canada (Loi sur le Tribunal des revendications particulières, Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes, règlements d’application). Elle est titulaire d’un doctorat en sciences juridiques sur le droit et les politiques des peuples autochtones et d’une maîtrise en droit sur le droit et les politiques des peuples autochtones de l’Université de l’Arizona, d’un baccalauréat en droit de l’Université de la Colombie-Britannique et de deux baccalauréats ès arts de l’Université de l’Alberta.

Trena Grimoldby, commissaire

Trena Grimoldby a été nommée commissaire en 2019. Ayant qualité d’avocate et d’arbitre, avant sa nomination à titre de commissaire elle était présidente publique de l’Insurance Councils Appeal Board (ICAB) de l’Alberta. Elle a aussi été avocate à l’interne pour deux sociétés multinationales du secteur de l’énergie (Shell Canada et PETRONAS Canada), une société énergétique du secteur intermédiaire (Pembina Pipelines Ltd.), l’organisme albertain de réglementation du pétrole et du gaz (l’Alberta Energy Regulator ou AER) et un cabinet privé. Elle est la représentante de la Régie à CAMPUT (les régulateurs des secteurs de l’énergie et des services publics), où elle est membre du comité de direction et présidente du comité des affaires réglementaires en plus de guider la communauté d’intérêt des femmes dans le secteur de l’énergie. M^me Grimoldby détient un baccalauréat en droit de l’Université de l’Alberta et aussi un ès arts avec spécialisation en anglais de cette même université.

Mark Watton, commissaire

Mark Watton possède une vaste expérience en droit de la réglementation et des politiques publiques. Il a d’abord été admis au barreau de l’Ontario et a exercé comme avocat plaidant au bureau de Toronto de Fasken Martineau DuMoulin. Il s’est installé à Calgary pour se joindre à l’Office national de l’énergie, où il a été conseiller juridique pendant sept ans et a travaillé sur de multiples demandes visant des projets d’envergure. Avant sa nomination à titre de commissaire à la Régie de l’énergie du Canada, il a occupé le poste d’avocat-conseil principal à TC Énergie. Il a également occupé des postes de direction et de conseiller en politiques pour de nombreux ministres dans plusieurs ministères fédéraux et au bureau du premier ministre. M. Watton est titulaire d’un baccalauréat en droit de l’Université Dalhousie et d’un baccalauréat en sciences sociales (sciences politiques) de l’Université d’Ottawa.

Mélanie Chartier, commissaire

Avocate de formation, Mélanie Chartier compte plus de 20 années d’expérience dans divers domaines, dont le droit autochtone, le droit environnemental et le droit administratif. Principalement, elle a pratiqué au sein du ministère de la Justice. M^meChartier a également été membre de la Commission de l’immigration et du statut de réfugié du Canada de 2016 à 2019. Plus récemment, elle a agi comme avocate de la Couronne au Service des poursuites pénales du Canada, où elle engageait des poursuites pour infractions réglementaires. Elle est une ardente défenseure des langues officielles. Elle a occupé différents rôles pour promouvoir les langues officielles au sein de la fonction publique fédérale et dans sa collectivité. M^me Chartier est titulaire d’un baccalauréat en droit (civil) de l’Université Laval, d’un certificat de compétence en common law du Comité national sur les équivalences des diplômes du droit et d’une maîtrise en droit de l’Université de la Colombie-Britannique portant sur l’obligation de la Couronne de consulter les peuples autochtones.

Annexe B – Travaux à la suite de demandes en 2020-2021

Travaux à la suite de demandes en 2020-2021

Les tableaux ci-après comprennent les demandes ayant fait l’objet d’un examen courant (pour lesquelles le demandeur a été la seule partie intéressée) et celles pour lesquelles la Régie a engagé un processus d’audience publique afin de recueillir des informations de personnes autres que le demandeur dans le cours de son examen.

Une demande présentée aux termes de la Loi sur l’Office national de l’énergie ou de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie peut être accompagnée de demandes en vertu de plusieurs parties de ces mêmes lois ou de leurs règlements d’application. Chaque demande déposée n’est comptée qu’une seule fois dans le tableau, telle qu’elle a été reçue, et une seule fois comme ayant fait l’objet d’une décision ou d’une recommandation.

Abréviations

Régie de l’énergie du Canada («Régie»)
Office national de l’énergie («Office»)
Loi sur la Régie canadienne de l’énergie («LRCE»), L.C. 2019, ch. 28, art. 10
Loi sur l’Office national de l’énergie («LONE»), L.R.C. (1985), ch. N-7, [Abrogée, 2019, ch. 28, art. 44]
Règlement de l’Office national de l’énergie concernant le gaz et le pétrole (Partie VI), DORS/96-244
Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres («RPT»), DORS/99-294
Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres («RPT»), DORS/99-294
Loi sur les opérations pétrolières au Canada («LOPC»), L.R.C. (1985), ch. O-7
Règlement sur le forage et l’exploitation des puits de pétrole et de gaz au Canada («RFPLOC»), DORS/2009-315
Loi fédérale sur les hydrocarbures («LFH»), L.R.C. (1985), ch. 36 (2e suppl.)
Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche du pétrole et du gaz au Canada («REGPG»), DORS/96-117

Les deux tableaux décrits ci-dessous présentent les activités liées aux demandes de l’Office et de la Régie pour l’exercice 2020-2021.

Le tableau B.1 (Résumé des travaux à la suite de demandes en 2020-2021) résume l’information qui se trouve dans le tableau B.2. Il présente le total de l’ensemble des travaux liés aux demandes.

Le tableau B.2 (Détail des travaux à la suite de demandes en 2020-2021) présente en détail toutes les demandes reçues, ainsi que les décisions rendues et les recommandations formulées en 2020-2021.

Tableau B.1 – Résumé des travaux à la suite de demandes en 2020-2021

Type de demande	Nombre de demandes reçues		Nombre de décisions ou recommandations
	2020–2021	2019–2020	2020–2021	2019–2020
	2020–2021	2019–2020	Régie	Office⁵	Régie⁶
Infrastructures (total)	156	88	136	80
LONE		41	13	40	31
LRCE	156	47	123	s.o	9
Droits et tarifs (total)	18	32	20	28
LONE		15	1	14	5
LRCE	18	17	19	s.o.	9
Exportations et importations (total)	572	600	575	602
LONE	537	583	540	109	482
LRCE	35	17	35	s.o.	11
Exploration et production (total)	28	40	27	40
LFH, LOPC, LOPTNO, etc.⁷	28	40	27	9	31
Autres (total)	28	36	20	28
LONE	s.o.	11	4	12	7
LRCE	28	25	16	s.o.	9
Total général	802	796	778	778
LONE	537	650	558	175	525
LRCE	237	106	193	s.o.	38
Exploration et production	28	40	27	9	31

Tableau B.2 – Détail des travaux à la suite de demandes en 2020-2021

Type de demande	Nombre de demandes reçues			Nombre de décisions ou recommandations
	2020–2021	2019–2020	Moy. an. sur 5 ans (2015-2020)	2020–2021	2019–2020		Moy. an. sur 5 ans (2015-2020)
	2020–2021	2019–2020	Moy. an. sur 5 ans (2015-2020)	Régie	Office⁸	Régie⁹	Moy. an. sur 5 ans (2015-2020)
Infrastructures
Plan, profil et livre de renvoi/tracé détaillé (LONE, partie III, art. 33, 34, 35, 36)	0	1	1,4	2	0	3	6,0
(LRCE, partie 3, paragr. 199(1) à (4), 201(1) à (4), 202(1) à (5) et 203(1) et (2))	1	1	0,2	6	s.o.	3	0,6
Autres plans ou modifications (LONE, partie III, art. 44 et 45)	0	1	1,8	0	1	0	2,8
(LRCE, partie 3, art. 200, paragr. 211(1), (2) et (3))	11	1	0,2	6	s.o.	1	0,2
Grandes infrastructures pipelinières (LONE, partie III, art. 52 et 53)	0	3	1,4	3	0	1	1,6
(LRCE, partie 3, paragr. 183(2), al. 183(3)a), b), c) et art. 184)	1	0	0,0	0	s.o.	0	0,0
Petites infrastructures pipelinières (LONE, partie III, art. 58)	0	14	36,8	4	14	11	36,0
(LRCE, partie 3, paragr. 214(1) à (9))	14	18	3,6	22	s.o.	3	0,6
Permis de lignes électriques (LONE, partie III, art. 58.11)	0	0	0,6	0	0	0	0,4
(LRCE, partie 4, art. 248)	0	1	0,2	0	s.o.	0	0,0
Certificats de lignes électriques (LONE, partie III, art. 58.16)	0	0	0,4	0	0	0	0,4
(LRCE, partie 4, paragr. 262(1))	0	0	0,0	0	s.o.	0	0,0
Ventes et transferts de propriété (LONE, partie V, al. 74(1)a), b), c))	0	3	8,8	2	6	1	8,2
(LRCE, partie 3, al. 181(1) a), b), c))	9	0	0,0	3	s.o.	0	0,0
Cessation d’exploitation de pipeline (LONE, partie V, al. 74(1)d))	0	2	5,4	2	6	3	5,0
(LRCE, partie 3, paragr. 241(1) à (5))	7	1	0,2	5	s.o.	0	0,0
Cessation d’exploitation de lignes électriques (LONE, partie III.1, paragr. 58.34(1) et (2))	0	0	0,2	0	0	0	0,0
(LRCE, partie 4, paragr. 277(1) et (2))	0	0	0,0	0	s.o.	0	0,0
Franchissements/Prévention des dommages (LONE, partie V, art. 81 et 112)	0	1	0,2	0	0	1	0,8
(LRCE, partie 6, paragr. 335(1) à (10) et 338(1) à (4))	0	0	0,0	0	s.o.	0	0,0
Droit d’accès et construction au-dessus d’autres installations de services publics (LONE, partie V, art. 104 et 108)	0	1	4,2	0	0	0	1,0
(LRCE, partie 3, paragr. 217(1) à (6); partie 6, paragr. 324(1) et (2))	107	20	4,0	74	s.o.	2	0,4
Demandes en vertu du RPT – Changement de service, désactivation, réactivation, désaffectation (RPT, partie VI, art. 43, 44, 45 et 45.1)	6	9	21,6	7	13	1	20,6
Demandes au titre du Règlement de l’Office national de l’énergie sur la signification (paragr. 3(1))	0	11	4,4	0	0	10	4,2
Total général des demandes visant des infrastructures	156	88	95,6	136	80		88,8
Total des demandes visant des infrastructures aux termes de la LONE	0	41	61,2	13	71		62,2
Total des demandes visant des infrastructures aux termes de la LRCE	156	47	34,4	123	9		26,6
Droits et tarifs
Droits et tarifs (LONE, partie IV, art. 59, 60, 62, 63, 64, 65 et 71)	0	15	23,4	1	14	5	23,0
(LRCE, partie 3, art. 226 et 227, paragr. 229(1) et (2), art. 230, paragr. 231(1) et 232(1), art. 233 et paragr. 239(1) à (3))	18	17	3,4	19	s.o.	9	1,8
Total général des demandes visant les droits et tarifs	18	32	26,8	20	28		24,8
Total des demandes visant les droits et tarifs aux termes de la LONE	0	15	23,4	1	19		23,0
Total des demandes visant les droits et tarifs aux termes de la LRCE	18	17	3,4	19	9		1,8
Exportations et importations
Ordonnances à court terme, pétrole et gaz (LONE, partie I, paragr. 21(1); Règlement de l’Office national de l’énergie concernant le gaz et le pétrole (partie VI de la LONE) : partie I, paragr. 6(3); partie II, art. 15 ou 22; partie III, art. 28)	537	576	537,2	540	101	475	537,4
(LRCE, partie 1, paragr. 69(1) à (3))	10	2	0,4	11	s.o.	2	0,4
Permis d’exportation d’électricité (LONE, partie I, art. 21 et 21.2; partie VI, art. 119.03 et 119.093)	0	6	16,4	0	7	5	16,4
(LRCE, partie 1, paragr. 69(1) à (3); partie 7, section 2, art. 356 (délivrance), paragr. 365(1) (modification ou transfert) et art. 366 (suspension ou annulation))	24	14	2,8	22	s.o.	9	1,8
Licences à long terme (LONE, paragr. 119(3); partie I, art. 21, paragr. 21(1); partie VI, paragr. 117(1))	0	1	5,2	0	1	2	9,0
(LRCE, partie 1, paragr. 69(1) à (3); partie 7, section 1, paragr. 344(1), 348(1), 349(2), 351(1) et (2))	1	1	0,2	2	s.o.	0	0,0
Total général des demandes visant les exportations et importations	572	600	562,2	575	602		565,0
Total des demandes visant des exportations et importations aux termes de la LONE	537	583	558,8	540	591		562,8
Total des demandes visant des exportations et importations aux termes de la LRCE	35	17	3,4	35	11		2,2
Exploration et production
Forage de puits (RFPLOC, art. 10 à 13)	0	0	0,0	0	0	0	0,0
Modification des conditions de forage (RFPLOC, art. 10, 12 et 13)	27	40	20,6	27	9	31	20,4
Activités géologiques et géophysiques (LOPC, al. 5(1)b); REGPG, art. 3)	0	0	0,2	0	0	0	0,2
Déclaration de découverte importante sur les terres domaniales (LFH, art. 28)	0	0	0,0	0	0	0	0,0
Déclaration de découverte exploitable sur les terres domaniales (LFH, art. 35)	0	0	0,0	0	0	0	0,0
Demandes au titre de la LOPTNO (toutes)	1	0	0,4	0	0	0	0,4
Total des demandes visant l’exploration et la production	28	40	21,2	27	40		21,0
Autres
Pouvoirs de l’Office et modifications (LONE, partie I, art. 12, 13, 21)	0	11	23,6	4	12	7	19,0
(LRCE, partie 1, art. 32, 34, 69; partie 3, art. 190; partie 4, art. 280; partie 6, art. 313)	24	23	4,6	16	s.o.	9	1,8
Indemnisation (LONE, partie III, paragr. 48.35(1); partie V, paragr. 88(1))	0	0	0,0	0	0	0	0,0
(LRCE, partie 2, art. 160; partie 6, art. 327)	4	2	0,4	2	s.o.	0	0,0
Total général des demandes autres	28	36	28,6	20	28		20,8
Total des demandes autres aux termes de la LONE	0	11	23,6	4	19		19,0
Total des demandes autres aux termes de la LRCE	28	25	5,0	16	9		1,8
Total général des demandes et décisions ou recommandations	802	796	734,4	778	778		720,4
Total des demandes et décisions ou recommandations aux termes de la LONE	537	650	693,0	565	700		691,8
Total des demandes et décisions ou recommandations aux termes de la LRCE	237	106	20,2	186	38		7,6
Total des demandes et décisions ou recommandations visant l’exploration et la production	28	40	21,2	27	40		21,0

Annexe C – Délais

Rendement en 2020-2021

Le tableau qui suit montre les demandes assujetties à des délais de traitement selon la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie («LRCE»). Tous les délais ont été respectés en 2020-2021, sauf un.

Aux termes de la LRCE, le commissaire en chef doit fixer un délai pour certaines demandes. Le délai ne doit pas dépasser le nombre maximal de jours prévu dans la LRCE. La Commission doit faire une évaluation puis formuler une recommandation ou rendre une décision dans le délai imparti. Les délais standard fixés par le commissaire en chef se trouvent sur le site Web¹⁰ de la Régie.

Demandes traitées qui étaient assujetties à un délai

Loi	Type de demande	Délai	Demande	Nombre de jours demande complète-décision	Nombre de mois demande complète-décision	Décision	Date de la décision
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	NOVA Gas Transmission Ltd. – Demande aux termes de l’article 214 concernant la construction et l’exploitation du projet d’ajout d’un motocompresseur C7 à la station de compression Clearwater	73	2	C05584	2 avril 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Pipelines Enbridge Inc. – Projet d’agrandissement Kinder Morgan	52	1	C05605	2 avril 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Express Pipeline Ltd. – Projet d’accroissement de la capacité d’Express – Canalisation 40A	64	2	C05742	9 avril 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie C	300 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	TransCanada Pipelines Limited – Demande aux termes de l’article 214 concernant la construction et l’exploitation du projet d’ajout d’un motocompresseur C5 à la station 130	89	2	C05797	20 avril 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée	NOVA Gas Transmission Ltd. – Demande visant la construction et l’exploitation de la station de comptage au point de réception Dawson Creek n^o 2	70	2	C05820	21 avril 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée	TransCanada Pipelines Ltd. – Demande concernant la construction et l’exploitation du projet de mise à niveau de la station de comptage au point de vente Vineland	49	1	C06232	11 mai 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée	NOVA Gas Transmission Ltd. – Demande concernant la construction et l’exploitation du projet de déplacement de la canalisation latérale Mildred Lake North NPS 16	71	2	C06268	11 mai 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie C	300 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Westcoast Energy Inc. – Demande aux termes de l’article 214 visant la construction et l’exploitation du projet de séparation de la station de compression no 1	110	3	C06252	12 mai 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Trans Mountain Pipeline ULC – Projet de raccordement d’installations de comptage au pipeline Grand Rapids	58	1	C06309	13 mai 2020
Article 58 de la Loi sur l’Office national de l’énergie	Petites infrastructures pipelinières	15 mois	Trans Mountain Pipeline ULC – Demande aux termes de l’article 58 – Projet de déplacement de la conduite de livraison Westridge (AUDIENCE)	728¹¹	23	C06322	15 mai 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Foothills Pipe Lines Ltd. – Demande concernant la construction et l’exploitation de la station de comptage au point de vente Shaunavon	20	0	C06635	2 juin 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie C	300 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Trans Mountain Pipeline ULC – Projet de remplacement des ouvrages de franchissement Coquihalla n^os 15 et 16	112	3	C07010	25 juin 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie C	300 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	TransCanada Pipelines Limited – Demande aux termes de l’article 214 concernant la construction et l’exploitation du projet d’ajout d’un motocompresseur E1 à la station 148	95	3	C07207	7 juillet 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie C	300 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Gazoduc Trans Québec et Maritimes Inc. – Demande visant la construction et l’exploitation de la station de compression Blainville et la mise à niveau électrique à East Hereford	92	3	C07273	10 juillet 2020
Article 58 de la Loi sur l’Office national de l’énergie	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie C	300 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	NOVA Gas Transmission Ltd. – Demande aux termes de l’article 58 concernant la construction et l’exploitation du projet de doublement de la canalisation latérale Saddle Lake (tronçon Cold Lake)	144	4	C07372	17 juillet 2020
Article 58 de la Loi sur l’Office national de l’énergie	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie C	300 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Many Islands Pipe Lines (Canada) Limited – Demande aux termes de l’article 58 concernant le projet d’approvisionnement Pierceland	120	3	C07461	17 juillet 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Westcoast Energy Inc. – Demande concernant la construction et l’exploitation du projet de remplacement de la tuyauterie de dérivation à la station CS5	53	1	C07919	17 août 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	TransCanada PipeLines Limited – Demande concernant le projet de station de comptage au point de vente Nipigon South	70	2	C07971	19 août 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Many Islands Pipe Lines (Canada) Limited – Demande présentée aux termes de l’article 214 concernant le projet d’interconnexion Shaunavon en vue de la construction d’une nouvelle installation de comptage et d’une canalisation de gaz naturel non corrosif	62	2	C07969	19 août 2020
Article 344 de la LRCE	Licences d’exportation ou d’importation	6 mois	AltaGas LPG General Partner Inc., au nom d’AltaGas LPG Limited Partnership – Demande de licence d’exportation de propane (AUDIENCE)	151	4	C08015	21 août 2020
Article 52 de la Loi sur l’Office national de l’énergie	Grandes infrastructures pipelinières	15 mois	NOVA Gas Transmission Ltd. – Demande aux termes de l’article 52 concernant le projet d’agrandissement du couloir nord (AUDIENCE)	374	12	C08154	3 septembre 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie C	300 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Foothills Pipe Lines (South BC) Ltd. – Projet de livraison parcours ouest dans la zone 8 de Foothills en 2022	77	2	C09197	28 octobre 2020
Article 52 de la Loi sur l’Office national de l’énergie	Grandes infrastructures pipelinières	15 mois	Demande concernant le projet d’acquisition d’actifs et de renforcement de TQM (AUDIENCE)	323	10	C09218	29 octobre 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Westcoast Energy Inc., exploitée sous la dénomination sociale Spectra Energy Transmission – Demande concernant le projet Silverstar en vue d’ajouter une capacité de comptage à la station de compression Sunset Creek (CS-16)	75	2	C09317	3 novembre 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie A	130 à compter du moment où la demande est jugée complète	Service de distribution de gaz du comté de Vermilion River no 24 – Demande concernant la construction et l’exploitation du projet de séchoir à grains Reilly Lake	28	0	C09472	5 novembre 2020
Article 52 de la Loi sur l’Office national de l’énergie	Grandes infrastructures pipelinières	15 mois	NOVA Gas Transmission Ltd. – Demande aux termes de l’article 52 concernant le projet d’agrandissement de la canalisation principale Edson (AUDIENCE)	451	14	C09740	19 novembre 2020
Article 58 de la Loi sur l’Office national de l’énergie	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie C	300 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	TransCanada Pipelines Limited – Demande aux termes de l’article 58 concernant la construction et l’exploitation du projet d’ajout d’un motocompresseur B3 à la station 802	56	1	C10467	16 décembre 2020
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie B	210 jours à compter du moment où la demande est jugée complète	Projet de Services d’Énergie de Quartier Zibi	101	3	C11600	22 février 2021
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie A	130 à compter du moment où la demande est jugée complète	NOVA Gas Transmission Ltd. – Demande concernant la construction et l’exploitation de la station de comptage au point de réception Gundy West n^o 2	31	1	C11963	12 mars 2021
Article 214 de la LRCE	Petites infrastructures pipelinières – Catégorie A	130 à compter du moment où la demande est jugée complète	NOVA Gas Transmission Ltd. – Demande concernant la construction et l’exploitation de la station de comptage au point de réception Old Alaska n^o 2	34	1	C11994	15 mars 2021

Annexe D – Ordonnances d’autorisation de mise en service rendues en 2020-2021

Selon la LRCE, une société ne peut mettre en service, pour le transport d’hydrocarbures ou d’autres produits, un pipeline ou une section de celui-ci que si elle a obtenu une autorisation à cette fin de la Commission.

La Commission ne délivre l’autorisation prévue à l’article 213 de la LRCE (auparavant l’article 47 de la Loi sur l’Office national de l’énergie) que si elle est convaincue que le pipeline peut être mis en service en toute sécurité pour le transport. La société demande une autorisation de mise en service lorsqu’elle a terminé les travaux de construction approuvés (visant l’ensemble du pipeline ou une partie de celui-ci) et qu’elle peut démontrer que l’installation peut être mise en service en toute sécurité.

Le tableau ci-dessous indique le nombre d’ordonnances d’autorisation de mise en service rendues au cours de l’exercice 2020-2021, selon la société.

Société/Projet	REC
Pipelines Enbridge Inc.	1 (Total)
Projet de remplacement de la canalisation 5 franchissant la rivière St. Clair	1
Many Islands Pipe Lines	2 (Total)
Remplacement du tronçon de pipeline Norquay-Benito	1
Projet d’interconnexion Shaunavon	1
NOVA Gas Transmission Ltd.	18 (Total)
Ajout d’un motocompresseur à la station Buffalo Creek B3	1
Station de comptage au point de réception Dawson Creek n^o 2	1
Ajout d’un motocompresseur à la station Goodfish A2	1
Doublement n^o 2 de la canalisation principale Grande Prairie (tronçons Hornbeck et Bronson)	2
Projet d’agrandissement Clearwater West – Doublement n^o 3 de la canalisation principale Grande Prairie (tronçon Elmworth 1)	3
Doublement du couloir centre-nord (tronçon North Star 1)	1
Projet North Montney – Tronçon Kahta	1
Projet North Montney – Stations de comptage à un point de réception (Aitken Creek West n^o 2, Blair Creek et Kobes)	3
Projet de livraison parcours nord – Modifications aux compresseurs C et D de la station de compression Meikle River	1
Station de comptage au point de vente Smoky River	1
Projet de livraison parcours ouest – Ajout d’un motocompresseur à la station de compression Burton Creek	2
Projet d’agrandissement Clearwater West – Ajout d’un motocompresseur à la station de compression Wolf Lake	1
TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd.	4 (Total)
Autorisation de mise en service partielle au complexe Hardisty de Keystone	4
TransCanada PipeLines Limited	2 (Total)
Mise à niveau de stations de comptage à un point de vente (Brandon et Vineland)	2
Pipelines Trans-Nord Inc.	1 (Total)
Déplacement du pipeline Credit River	1
Westcoast Energy Inc.	2 (Total)
Projet d’agrandissement T-Sud – Modernisation de la station de compression CS-4A	1
Projet d’agrandissement T-Sud – Station de compression CS-7	1
Total général	30

Annexe E – Sanctions administratives pécuniaires – Processus de révision

Sanctions administratives pécuniaires – Processus de révision

Les sanctions administratives pécuniaires sont imposées par des personnes autorisées par la présidente-directrice générale en vertu de l’article 116 de la LRCE, conformément au Règlement sur les sanctions administratives pécuniaires¹².

Une personne à qui un avis de sanction administrative pécuniaire a été signifié peut demander une révision à la Commission, qui doit y procéder ou y faire procéder par une personne désignée, aux termes des articles 125 à 129 de la LRCE.

La Commission n’a révisé aucune sanction administrative pécuniaire du 1^er avril 2020 au 31 mars 2021. La dernière révision remonte à juin 2019.

Trois sanctions administratives pécuniaires ont été imposées du 1^er avril 2020 au 31 mars 2021.

Numéro de référence	Dernière mise à jour	Destinataire	Région/Installation	Description	Montant de la sanction
AMP-001-2021	2021-03-12	Pipelines Trans-Nord Inc.	Ontario	Défaut d’avoir un programme de protection de l’environnement adéquat, en particulier en ce qui concerne les sites contaminés, comme l’exige l’article 48 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres	40 000 $
AMP-002-2020	2020-11-12	Westcoast Energy Inc.	Près de Prince George (Colombie-Britannique)	Violation du paragraphe 4(2) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres – défaut de veiller à ce que le pipeline soit exploité selon les programmes, les manuels, les procédures, les mesures et les plans établis et appliqués par la société	40 000 $
AMP-001-2020	2020-06-25	Pipelines Trans-Nord Inc.	Oakville (Ontario)	Art. 29 du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres – Défaut de conclure des contrats de service tel qu’il est prescrit	40 000 $

Annexe F – Ordonnances et directives de la Commission en vigueur en 2020-2021

Le tableau ci-après résume les ordonnances de la Commission (parfois appelées ordonnances de sécurité) et les directives qui étaient en vigueur en 2020-2021. La Commission peut rendre ces ordonnances en vertu de l’article 95 de la LRCE, afin d’assurer la sécurité et la sûreté des personnes et des installations ou la protection des biens ou de l’environnement.

De nombreuses ordonnances demeurent en vigueur pendant plusieurs années et, en pareil cas, le personnel de la Régie continue de surveiller la conformité à l’ordonnance. Souvent, les ordonnances établissent ou imposent des seuils de fonctionnement sécuritaire (p. ex., des restrictions de pression) aux exploitants. Ces restrictions doivent être maintenues en place jusqu’à ce que la Commission juge que la société a corrigé, à sa satisfaction, le problème à l’origine de l’ordonnance.

Ordonnances et directives de la Commission en vigueur en 2020-2021

Numéro de l’ordonnance	Dernière mise à jour	Société	Région	Description / Raison de l’ordonnance / Directives	Mesure à prendre / Statut
Lettre de décision	2020-07-22	Pipelines Trans-Nord Inc. («PTNI»)	Canada	Pipelines Trans-Nord Inc. a demandé que certains renseignements concernant un site contaminé demeurent confidentiels.	La Commission a décidé de rejeter la demande de PTNI pour le traitement confidentiel des renseignements figurant dans l’inventaire des rejets, des fuites et des incidents ayant entraîné des dommages antérieurement.
SG-C293-01-2011	2012-09-18	Centra Transmission Holdings Inc	Tronçons en Ontario, Fort Francis	Non-respects constatés durant une activité de vérification de la conformité.	Restriction de pression à 80 % de la pression maximale d’exploitation. Statut au 31 mars 2020 : La restriction de pression se poursuit pendant que la société planifie une inspection interne robotisée de deux franchissements de rivière non raclables en 2021.
SG-N081-005-2013	2013-12-20	NOVA Gas Transmission Ltd	Pipeline latéral Ukalta	Problème dû à l’incident n^o 2013-141, fuite du pipeline latéral Ukalta.	Restriction de pression à 6570 kPa (maximum); obligation de faire des relevés hebdomadaires pour la détection des fuites; validation par inspection interne. Statut au 31 mars 2021 : La restriction de pression se poursuit pendant que la société évalue le besoin commercial de poursuivre l’exploitation du pipeline latéral.
SG-T211-002-2014	2020-11-03	TransCanada PipeLines Limited	Réseau principal au Canada, tronçon 100-4, près de Burstall	Incident n^o 2013-150 : fuite sur le réseau principal au Canada, près de Burstall. Modifiée par l’ordonnance AO001-SG-T211-002-2014 le 17 avril 2014 pour accorder un report de la condition 2.	Exploitation du tronçon de la canalisation 100-4 à une pression ne dépassant pas 3500 kPa jusqu’à ce que la Commission approuve une augmentation de la pression d’exploitation. Statut au 31 mars 2021 : La restriction de pression a été levée et le tronçon pipelinier a été remis en service en novembre 2020. L’ordonnance n’est plus en vigueur.
SO-P384-001-2015	2015-01-15	Plains Midstream Canada ULC	Pipelines en Alberta, en Saskatchewan, au Manitoba et en Ontario	Lacunes résultant des constations de nonrespect se rapportant au plan de mesures correctives faites durant l’audit de 2010.	Plan de mesures correctives requis pour remédier aux lacunes. Statut au 31 mars 2021 : Toutes les conditions ont été évaluées par le personnel de la Régie et la Commission doit rendre une décision concernant les mesures prises par la société au cours de l’exercice 2021-2022.
AO-001-SO-T217-03-2010	2020-07-17	Pipelines Trans-Nord Inc.	Au Québec et en Ontario par PTNI	Ordonnance modificatrice délivrée à la suite de plusieurs incidents de surpression survenus de 2010 à 2016. Remplacement de trois ordonnances de sécurité en 2009-2010, dont l’une visant l’ensemble du réseau. Imposition d’une restriction de pression de 10 % en plus de la restriction de pression de 20 % prévue dans l’ordonnance de sécurité visant l’ensemble du réseau. Nouvelle modification au moyen de l’ordonnance AO-002-SO-T217-003-2010 datée du 24 octobre 2016 visant à tenir compte des pressions d’exploitation réduites préalablement imposées, autorisées et révisées. Nouvelle modification au moyen de l’ordonnance AO-003-SO-T217-003-2010 datée du 12 avril 2017 pour modifier les conditions 4 et 7 et ajouter la condition 8, ainsi qu’une nouvelle annexe D pour deux pipelines.	Exploitation des tronçons pipeliniers à des pressions réduites de 10 % selon l’annexe A et à une pression maximale d’exploitation de 30 % selon les annexes B et C – De nombreuses autres conditions s’appliquent, notamment les exigences d’effectuer une analyse hydraulique, de prendre des mesures correctrices à l’égard de l’incident du ruisseau Bronte, de mener des évaluations techniques annuelles et de mettre en place un programme de gestion des franchissements de cours d’eau. Statut au 31 mars 2021 : Trois conditions demeurent à approuver. La société n’a pas encore demandé une augmentation de la pression et les exigences périodiques récurrentes (p. ex., évaluations techniques) sont toujours en vigueur. Le personnel de la Régie continue de surveiller la conformité de la société à l’ordonnance de sécurité modifiée.
AO-015-SG-N081-001-2014	2021-02-01	NOVA Gas Transmission Ltd	Réseau de NGTL	Des fuites et des ruptures sont survenues sur des tronçons de gazoduc de NGTL qui ne peuvent pas être soumis à des inspections internes au moyen d’outils automatisés.	Restriction de pression sur vingt-cinq pipelines de NGTL non raclables qui, selon TransCanada, présentent le risque sociétal le plus élevé. Statut au 31 mars 2021 : Trois pipelines latéraux demeurent visés par l’ordonnance.

Annexe G – Conformité après approbation

La Régie s’attend à ce que les sociétés cernent et éliminent les risques avant d’entreprendre un projet. Lorsqu’un risque est relevé pendant l’examen d’une demande, la Commission peut imposer des conditions propres au projet pour réduire les risques, prévenir les dommages, promouvoir la sécurité et protéger l’environnement.

Si un projet est approuvé, la Régie fait le suivi de la construction et de l’exploitation en fonction de différentes questions postérieures à l’approbation, dans le but de guider la surveillance de la sécurité et de l’environnement. La Régie a reçu des documents relatifs à la conformité aux conditions et des documents connexes pour 188 projets différents en 2020-2021. Lorsque l’un ou l’autre des documents déposés exige une décision réglementaire, la question est soumise à la Commission pour qu’elle rende une décision. Environ la moitié des documents déposés portent sur quatre grands projets, soit le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, le projet d’agrandissement du réseau de NGTL en 2021, le projet de remplacement de la canalisation 3 et le pipeline Keystone XL.

Dans le cas du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain, la société a déposé plus de 2500 documents, dont 300 à l’égard de la conformité aux conditions¹³. La Commission a publié 51 lettres-rapports portant directement sur la conformité aux conditions, chacune représentant une ou plusieurs décisions en la matière.

Le tableau ci-dessous présente les projets pour lesquels de nombreux documents ont été déposés après l’étape de l’approbation. Un grand nombre de projets ne sont pas énumérés par souci de brièveté. La Commission a rendu plus de 200 décisions sur des questions postérieures¹⁴ à l’approbation en 2020-2021. La complexité de ces décisions varie grandement. Celles-ci portent sur des questions de conformité aux conditions et des demandes de modification et d’exemption.

Titre du projet	Nombre de documents déposés par la société relativement à des questions de conformité après l’étape de l’approbation
2013-12-16 - Demande visant le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain (OH-001-2014)	2 572
2018-06-20 - Demande visant le projet d’agrandissement du réseau de NGTL en 2021 – (GH-003-2018)	236
2018-08-13 - Demande concernant le projet d’agrandissement et d’amélioration de la fiabilité sur T-Sud (GHW-002-2018)	229
2014-11-05 - Demande visant le programme de remplacement de la canalisation 3 (OH-002-2015)	185
2019-06-12 – Demande visant le projet d’approvisionnement Pierceland	137
2017-10-19 - Demande visant le programme Spruce Ridge (GH-001-2018)	129
2013-11-08 - Demande de modification du projet North Montney (GH-001-2014)	124
2016-12-16 - Demande concernant le projet de transport d’électricité Manitoba-Minnesota (EH-001-2017)	109
2016-12-16 - Demande relative au pipeline Keystone XL (OH-1-2009)	92
2019-09-30 - Demande pour la construction du projet de ligne électrique d’interconnexion Appalaches	89
2020-03-03 - Demande visant le projet d’interconnexion à Shaunavon	56
2018-10-01 - Demande d’ajout de motocompresseurs aux stations Buffalo Creek B3 et Goodfish A2	56
2020-06-01 - Demande visant le projet de livraison parcours ouest de NGTL en 2022	54
2018-02-12 - Demande visant la construction du projet de livraison parcours ouest (GH-002-2018)	54

Annexe H – Financement de la cessation d’exploitation

Toutes les sociétés pipelinières sont tenues de respecter le Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres¹⁵, qui prévoit une démarche systématique de gestion des pipelines, notamment pour leur cessation d’exploitation. La Commission rend des décisions sur les demandes de cessation d’exploitation de pipelines (article 241 de la LRCE) et veille à ce que les sociétés disposent des fonds nécessaires pour payer la cessation d’exploitation éventuelle de leurs pipelines (article 242 de la LRCE).

La gestion des ressources financières de la société comprend la gestion proactive de ses obligations relativement au prélèvement et à la mise de côté de fonds. La Commission examine et évalue les coûts estimatifs de cessation d’exploitation des sociétés, qui doivent être présentés tous les cinq ans, et veille à ce que des instruments financiers soient mis en place pour ces fonds.

Les Canadiens peuvent avoir la certitude que les ressources nécessaires à la cessation d’exploitation des pipelines ont été et continuent d’être évaluées et mises de côté à cette fin.

Sociétés ayant recours à une lettre de crédit ou un cautionnement

Le tableau H.1 énumère toutes les sociétés réglementées par la Régie qui utilisent une lettre de crédit ou un cautionnement pour financer leurs coûts estimatifs de cessation d’exploitation, ainsi que le montant de chaque instrument financier connexe. La colonne Montant de l’instrument financier reflète les plus récents coûts estimatifs de cessation d’exploitation en dollars de 2018.

Tableau H.1

Société	Instrument financier	Montant de l’instrument financier (en dollars de 2018, sauf indication contraire)
1057533 Alberta Ltd.	Lettre de crédit	855 173
2670568 Ontario Limited	Cautionnement	171 694
6720471 Canada Ltd.	Lettre de crédit	45 000
Altagas Holdings Inc., pour Altagas Pipeline Partnership et en son nom	Cautionnement	1 875 849
ARC Resources Ltd.	Lettre de crédit	1 893 204
Bonavista Energy Corporation	Lettre de crédit	18 185
Caltex Resources Ltd.	Lettre de crédit	291 292
Campus Energy Partners	Cautionnement	27 234 710
Canadian Natural Resources Limited	Cautionnement	909 876
Canadian-Montana Pipe Line Company	Cautionnement	300 000
Canlin Energy Corporation	Lettre de crédit	101 557
Cenovus Energy Inc.	Lettre de crédit	1 845 917
Corporation Champion Pipe Line limitée	Lettre de crédit	14 009 422
Cona Resources	Lettre de crédit	1 320 396
Crescent Point Energy Corp.	Lettre de crédit	346 878
Distinction Energy Corporation	Cautionnement	362 000
Enercapita Energy Ltd.	Lettre de crédit	1 527 861
ExxonMobil Canada Properties	Lettre de crédit	7 985 252
FortisBC Huntingdon Inc.	Lettre de crédit	115 754
Gear Energy Ltd.	Lettre de crédit	217 155
Glenogle Energy Inc.	Lettre de crédit	80 156
Great Lakes Pipeline Canada Ltd.	Lettre de crédit	12 586 000
Husky Oil Operations Limited	Lettre de crédit	8 387 654
Pétrolière Impériale Ressources Limitée	Lettre de crédit	1 414 710
ISH Energy Ltd.	Lettre de crédit	3 046 923
LBX Pipeline Ltd.	Lettre de crédit	3 198 336
Leucrotta Exploration Inc.	Lettre de crédit	241 490
Lignite Pipeline Canada Corp.	Cautionnement	1 426 320
NorthRiver Midstream G and P Canada Pipelines Ltd.	Lettre de crédit	1 462 274
Obsidian Energy	Lettre de crédit	922 150
Omimex Canada, Ltd.	Lettre de crédit	132 950
OVINTIV Canada ULC	Cautionnement	2 063 970
OVINTIV Canada ULC	Lettre de crédit	11 700 000
Pembina Energy Services Inc.	Lettre de crédit	6 004 973
Pembina Prairie Facilities Ltd.	Lettre de crédit	31 102 297
Pieridae Alberta Production Ltd.	Lettre de crédit	332 477
Pine Cliff Border Pipelines Limited	Lettre de crédit	704 000
Pine Cliff Energy Ltd.	Lettre de crédit	127 250
Pipestone Energy Corp.	Lettre de crédit	11 600
Pouce Coupé Pipe Line Ltd.	Lettre de crédit	172 343
Prospera Energy Inc. (Remarque : En dollars de 2019)	Lettre de crédit	90 726
Shell Canada Énergie	Lettre de crédit	4 920 047
Produits Shell Canada Limitée	Lettre de crédit	259 288
Shiha Energy Transmission Ltd.	Lettre de crédit	192 026
Steel Reef Pipelines Canada Corp.	Cautionnement	470 613
Sunoco Logistics Partners Operations GP LLC	Cautionnement	1 003 925
Tamarack Acquisition Corp.	Lettre de crédit	43 980
TAQA North Ltd.	Lettre de crédit	1 450 075
Tidewater Midstream	Lettre de crédit	1 857 506
Tundra Oil & Gas Limited pour Tundra Oil & Gas Partnership et en son nom	Lettre de crédit	72 812
Veresen Energy Pipeline Inc.	Lettre de crédit	3 326 412
Veresen NGL Pipeline Inc.	Lettre de crédit	1 761 889
Vermilion Energy Inc.	Lettre de crédit	242 462
Whitecap Resources Inc.	Lettre de crédit	1 255 752
Windmill Dream	Lettre de crédit	221 568
Winslow Resources	Lettre de crédit	54 000
Yoho Resources Inc.	Lettre de crédit	50 000

Sociétés ayant recours à une fiducie

Le tableau H.2 énumère toutes les sociétés réglementées par la Régie qui ont recours à une fiducie pour financer leurs coûts estimatifs de cessation d’exploitation, ainsi que les fonds prélevés au 31 décembre 2019.

Tableau H.2

Société	Coûts estimatifs de la cessation d’exploitation	Période de prélèvement (années)	Solde à la fin de 2019 ($) (montant réel)
2193914 Canada Limited	6 689 261	35	1 025 000
Alliance Pipeline Ltd.	364 940 000	40	59 576 754
Aurora Pipeline Company Ltd. (Plains)	57 840	40	18 638
Centra Transmission Holdings Inc.	22 226 090	40	5 265 371
Emera Brunswick Pipeline Company Ltd.	12 781 000	20	4 311 000
Enbridge Bakken Pipeline Company Inc., au nom d’Enbridge Bakken Pipeline Limited Partnership	22 300 000	25	2 840 000
Enbridge Pipelines (NW) Inc.	45 000 000	12	13 077 000
Pipelines Enbridge Inc.	1 743 200 000	40	246 082 000
Enbridge Southern Lights GP Inc. au nom d’Enbridge Southern Lights LP	177 900 000	40	18 657 000
Express Pipeline Ltd.	99 300 000	40	7 347 224
Foothills Pipe Lines Ltd	244 720 000	30	48 016 000
Genesis Pipeline Canada Ltd.	3 114 576	40	1 044 101
PKM Cochin ULC	28 000 000	20	8 808 918
Kinder Morgan Utopia Ltd.	1 104 300	21	222 698
Maritimes & Northeast Pipeline Management Limited	166 800 000	20	68 806 593
Pipe-Lines Montréal Limitée	19 873 239	40	3 885 955
Niagara Gas Transmission Limited	6 871 346	35	1 041 000
NOVA Gas Transmission Ltd.	2 535 333 000	30	527 863 000
Plains Midstream Canada ULC	50 347 731	40	12 507 307
Pouce Coupé Pipe Line Ltd.	7 597 783	15	5 545 195
Souris Valley Pipeline Limited	3 309 572	EF	3 647 138
St. Clair Pipelines Management Inc.	1 359 792	35	238 189
TEML Westspur Pipeline Ltd.	51 931 666	25	9 751 000
Trans Mountain Pipeline Inc.	367 820 000	35	73 246 204
Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc.	115 500 000	25	28 609 000
TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd.	268 100 000	25	64 285 000
TransCanada Pipelines Limited	2 904 930 000	25	816 406 000
Pipelines Trans-Nord Inc.	87 020 000	40	15 238 998
Union Gas Limited	103 187	EF	107 533
Vector Pipeline Limited Partnership	8 500 000	35	860 000
Westcoast Energy Inc.	809 700 000	40	83 157 264

EF = entièrement financé

Annexe I – Exigences relatives aux ressources financières

La Régie applique le principe du pollueur-payeur et exige que toutes les mesures nécessaires soient prises pour rétablir la sûreté du pipeline, assainir les lieux et restaurer l’environnement.

Le Règlement sur les obligations financières relatives aux pipelines (le «Règlement sur les obligations financières»)¹⁶ a été adopté en juin 2018 et la plupart des exigences connexes sont entrées en vigueur le 11 juillet 2019. Il établit des limites de responsabilité absolue et prescrit à toutes les sociétés pipelinières du ressort de la Régie le maintien de ressources financières correspondant à ces limites ou à un montant plus élevé pouvant être déterminé par l’organisme. Les limites de responsabilité en question vont de 200 millions à 1 milliard de dollars pour les oléoducs, de 10 à 200 millions de dollars pour les gazoducs et de 5 à 10 millions pour les autres productoducs, selon différents facteurs comme la capacité pipelinière, le diamètre de la canalisation et le produit transporté.

Le Règlement sur les obligations financières fournit une liste des formes de ressources financières admissibles et de celles devant être accessibles à court terme auxquelles la Commission peut imposer d’avoir recours. Elles sont énumérées ci-après :

police d’assurance;
convention d’entiercement;
lettre de crédit;
marge de crédit;
participation à un fonds commun visé par le paragraphe 139(1) de la LRCE;
garanties d’une société mère;
contrat de cautionnement ou de gage;
espèces ou quasi-espèces.

Le règlement précité précise également que seuls les pipelines autorisés en service seront pris en considération dans la détermination de la catégorie de responsabilité absolue d’une société. Par conséquent, l’obligation liée à la limite de responsabilité absolue et à un plan relatif aux ressources financières dont il est question ici ne s’applique pas aux autres pipelines.

Afin d’assurer la conformité au Règlement sur les obligations financières, la Régie a élaboré des lignes directrices pour le dépôt des documents voulus et exigé que toutes les sociétés dépPoucéosent des plans relatifs aux ressources financières aux fins d’évaluation. Ces plans énoncent les ressources financières dont dispose chaque société pour intervenir en cas de déversement ou d’incident et démontrent comment chacune satisfait aux exigences en la matière, prévues dans la LRCE et ses règlements d’application. Si les plans sont insatisfaisants, la Commission a le pouvoir d’ordonner aux sociétés de disposer de ressources financières supplémentaires.

État d’avancement de l’évaluation des plans relatifs aux ressources financières des sociétés réglementées par la Régie

Société	Catégorie	Limite de responsabilité absolue	Situation du plan déposé
1057533 Alberta Ltd.	Pétrole – Catégorie 3	200 millions $	Approbation conditionnelle
2133151 Alberta Ltd.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	En cours d’examen
2193914 Canada Limited	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
6720471 Canada Ltd.	Gaz – Catégorie 4	10 millions $	Approbation conditionnelle
Agence des services frontaliers du Canada	Gaz – Catégorie 4	10 millions $	Approuvé
Alliance Pipeline Ltd.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Altagas Holdings Inc.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
ARC Resources Ltd.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Aurora Pipeline Company Ltd.	Pétrole – Catégorie 3	50 millions $	Approbation conditionnelle
Bellatrix Exploration Ltd.		Exemption provisoire
Bonavista Energy Corp.		Exemption provisoire
Bow River Energy Limited		Exemption provisoire
Caltex Resources Ltd.	Gaz – Catégorie 3	50 millions $	Approuvé
Canadian Montana Pipeline Ltd.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Canadian Natural Resources Ltd.	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	Approuvé
Canlin Energy Corporation		Exemption provisoire
Cenovus Energy Inc.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Centra Transmission Holdings Inc.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approbation conditionnelle
Chief Mountain Gas Coop Ltd.	Gaz – Catégorie 4	10 millions $	En cours d’examen
Commandité gestion energy Windmill DREAM Québec inc		Exemption provisoire
Corporation Champion Pipe Line limitée	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approbation conditionnelle
Crescent Point Energy Corp.	Gaz – Catégorie 3	50 millions $	Approuvé
Delphi Energy Corp.		Exemption provisoire
Emera Brunswick Pipeline Company Ltd.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Enbridge Bakken Pipeline Company Inc.	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	Approuvé
Enbridge Gas Inc.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Enbridge Pipelines (NW) Inc.	Pétrole – Catégorie 3	200 millions $	Approuvé
Enbridge Southern Lights GP Inc. au nom d’Enbridge Southern Lights LP	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	Approuvé
Enercapita Energy Ltd.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Express Pipeline Ltd.	Pétrole – Catégorie 1	1 milliard $	Approuvé
ExxonMobil Canada Ltd.		Exemption provisoire
Foothills Pipe Line Ltd.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
FortisBC Huntingdon Inc.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	En cours d’examen
Forty Mile Gas Co-op		Exemption provisoire
Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Gear Energy Ltd.		Non-conformité en l’absence de dépôt
Genesis Pipeline Canada Ltd.	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	En cours d’examen
Glencoe Resources Ltd.		Exemption provisoire
Glenogle Energy Inc.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	En cours d’examen
Great Lakes Pipeline Canada Ltd.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Husky Oil Operations Limited	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	Approuvé
ISH Energy Ltd.	Pétrole – Catégorie 3	200 millions $	Approbation conditionnelle
Kinder Morgan Cochin ULC	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	Approuvé
Kinder Morgan Utopia Ltd.	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	Approuvé
Kingston Midstream Westspur Limited	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	Approbation conditionnelle
LBX Pipelines Ltd.	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	En cours d’examen
Leucrotta Exploration Inc.		Exemption provisoire
Lignite Pipeline Canada Corp		Exemption provisoire
Many Islands Pipe Lines (Canada) Ltd.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Maritimes & Northeast Pipeline Management Limited	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Minell Pipeline Ltd.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Niagara Gas Transmission Limited	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Northriver Midstream Canada Pipelines Inc.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	En cours d’examen
Northriver Midstream G and P Canada Pipelines Inc.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	En cours d’examen
NOVA Gas Transmission Ltd.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Obsidian Energy Inc.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Omimex Canada Ltd.		Exemption provisoire
Ovintiv Canada ULC	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Pembina Energy Services Ltd.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Pembina Prairie Facilities Ltd.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Pieridae Alberta Production Ltd.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	En cours d’examen
Pine Cliff Energy Ltd. & Pine Cliff Border Pipelines Ltd.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	En cours d’examen
Pipe-Lines Montréal Limitée	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	Approuvé
Pipelines Enbridge Inc.	Pétrole – Catégorie 1	1 milliard $	Approuvé
Pipelines Trans-Nord Inc.	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	En cours d’examen
Pipestone Energy Corp.		Exemption provisoire
Plains Midstream Canada ULC	Pétrole – Catégorie 1	1 milliard $	Approuvé
Portal Municipal Gas Company Canada Inc. a/s SaskEnergy	Gaz – Catégorie 4	10 millions $	Report de la date limite de dépôt au 1^er juin 2021
Pouce Coupe Pipe Line Ltd.	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	Approuvé
Resolute FP Ltd.	Produit de base – Catégorie 1	10 millions $	Approuvé
SCL Pipeline Inc.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Service de distribution de gaz du comté de Vermilion River n^o 24	Gaz – Catégorie 4	10 millions $	En cours d’examen
Shiha Energy Transmission Ltd.		Exemption provisoire
Souris Valley Pipeline Limited	CO₂ ou eau	5 millions $	Approuvé
St. Clair Management Inc.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Steel Reef Pipelines Canada Corp.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Strategic Oil & Gas (Strategic Transmission)		Exemption provisoire
Sunoco Pipeline LP	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approbation conditionnelle
Tamarack Acquisition Corp.		Exemption provisoire
TAQA North Ltd.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Tidewater Midstream and Infrastructure Ltd.	Gaz – Catégorie 4	10 millions $	En cours d’examen
Trans Mountain Pipeline ULC	Pétrole – Catégorie 1	1 milliard $	Approuvé
TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd. («Keystone»)	Pétrole – Catégorie 1	1 milliard $	Approuvé
TransCanada Pipelines Limited	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Tundra Oil & Gas Limited	Pétrole – Catégorie 3	200 millions $	En cours d’examen
Twin Rivers Paper Company Inc.	Produit de base – Catégorie 1	10 millions $	En cours d’examen
Vector Pipeline Limited	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Veresen Energy Pipeline Inc.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	En cours d’examen
Veresen NGL Pipeline Inc.	Gaz – Catégorie 2	50 millions $	Approuvé
Vermillion Energy Inc.		Exemption provisoire
Westcoast Energy Inc.	Gaz – Catégorie 1	200 millions $	Approuvé
Westover Express Pipeline Ltd.	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	Approbation conditionnelle
Whitecap Resources Inc.	Pétrole – Catégorie 2	300 millions $	Approuvé
Yoho Resources Inc./SanLing Energy Ltd.		Exemption provisoire

Annexe J – Sigles et définitions

Régie
Régie de l’énergie du Canada

LRCE
Loi sur la Régie canadienne de l’énergie

Office
Office national de l’énergie

Responsabilité essentielle
Fonction ou rôle permanent rempli par un ministère. Les intentions du ministère concernant une responsabilité essentielle se traduisent par un ou plusieurs résultats ministériels auxquels le ministère cherche à contribuer ou sur lesquels il veut avoir une influence.

Cadre ministériel des résultats
Le cadre ministériel des résultats est une exigence de la Politique sur les résultats de 2016 du Conseil du Trésor, qui appuie une culture de mesure, d’évaluation et d’innovation dans la conception et l’exécution de programmes et de politiques. Il s’agit d’un outil clé pour faire le suivi des résultats et des renseignements financiers relatifs au ministère et les communiquer aux parlementaires et au public. Le cadre ministériel des résultats donne un aperçu clair et concis de ce que fait l’organisation (les responsabilités essentielles), de ce qu’elle tente d’influencer (les résultats ministériels) et de la façon dont elle évaluera les progrès (les indicateurs de résultats ministériels).

Pour un complément d’information sur le cadre ministériel des résultats de la Régie, veuillez consulter le site Web de la Régie¹⁷

Gouverneur en conseil
Le gouverneur en conseil procède à des nominations suivant l’avis du Conseil privé de la Reine pour le Canada (c’est-à-dire le cabinet). Ces nominations, qu’il s’agisse de dirigeants d’organismes, de premiers dirigeants de sociétés d’État ou de membres de tribunaux quasi judiciaires, sont faites par décret.

Parlement
Le Parlement du Canada est l’organe législatif fédéral du Canada et se trouve sur la Colline du Parlement à Ottawa. Il est composé de la Souveraine, du Sénat et de la Chambre des communes.

Tribunal quasi judiciaire
La Commission de la Régie de l’énergie du Canada est un tribunal quasi judiciaire, c’est-à-dire un tribunal administratif qui a les attributions d’une cour supérieure d’archives pour toute question relevant de sa compétence. Elle est tenue de traiter les demandes et procédures dont elle est saisie rapidement et dans le respect des principes d’équité procédurale et de justice naturelle.

REGDOCS
Collection de documents publics qui ont été déposés au registre légal relativement aux audiences ou à d’autres instances réglementaires écrites de la Régie.

Pour en savoir davantage sur la Régie
Bureau principal Calgary	210-517 10 Av SO Calgary AB T2R 0A8	Bureau : 403-292-4800 Téléphone (sans frais) : 1-800-899-1265
Région Est – Montréal	804-1130 rue Sherbrooke O Montréal QC H3A 2M8	Bureau : 514-283-2763 infomontreal@rec-cer.gc.ca
Regional Pacifique – Vancouver	219-800 rue Burrard Vancouver BC V6Z 0B9	Bureau : 604-666-3975 infopacifique@rec-cer.gc.ca
Région Nord – Yellowknife	C.P. 2213 115-5101 50 Av Yellowknife NT X1A 2P7	Bureau : 867-766-8408 infonord@rec-cer.gc.ca

Télécopieur: 403-292-5503
Télécopieur (sans frais) : 1-877-288-8803
www.rec-cer.gc.ca
info@rec-cer.gc.ca

(5) Comprend toutes les décisions ou recommandations de l’Office en 2019-2020.
(6) Comprend toutes les décisions ou recommandations de la Régie en 2019-2020.
(7) C’est-à-dire tous les règlements relatifs à l’exploration et à la production : Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada et Règlement sur les études géophysiques liées au pétrole et au gaz au Canada.
(8) Comprend toutes les décisions ou recommandations de l’Office en 2019-2020.
(9) Comprend toutes les décisions ou recommandations de la Régie en 2019-2020.
(10) Délais et normes de service de la Régie
(11) Le délai n’a pas été respecté en raison de la mise en suspens de la demande et du processus concomitant de réexamen du projet de la société.
(12) DORS/2013-138
(13) Pour une condition donnée, il arrive souvent que de multiples documents soient déposés.
(14) Le nombre de décisions recensées se limite à celles qui portent sur des questions de conformité aux conditions et des demandes de modification et de mesures particulières. D’autres questions postérieures à l’approbation ne figurent pas au tableau, notamment celles qui ont trait au tracé détaillé, aux demandes de droit d’accès ou aux demandes d’autorisation de mise en service.
(15) DORS/99-294
(16) DORS/2018-142
(17) Cadre ministériel des résultats

Sélection de la langue

Recherche

Menu