Réseau d’oléoducs

Aperçu

Le réseau d’oléoducs au Canada est composé de trois types de conduites.

• Canalisations de collecte : Servent à acheminer le pétrole brut de la tête de puits jusqu’aux installations de stockage puis aux usines de valorisation ou aux raffineries. Ce sont habituellement les organismes provinciaux qui les réglementent.
• Canalisations d’amenée : Permettent d’acheminer le pétrole brut depuis les réservoirs de stockage et les installations de traitement jusqu’aux pipelines de transport. Ce sont habituellement les organismes provinciaux qui les réglementent.
• Pipelines de transport : Acheminent du pétrole brut jusqu’à des marchés de raffinage, souvent au-delà de frontières provinciales ou internationales. C’est habituellement la Régie qui les réglemente.

Figure 3 – Aperçu du réseau d’oléoducs

Source et Description

Source : Régie

Description : Ce diagramme présente le réseau d’oléoducs dans ses grandes lignes à partir du point de production du pétrole brut. On suit ce dernier alors qu’il est transformé et acheminé, par canalisation d’amenée et pipeline de transport, jusqu’aux points de consommation (raffineries) ou d’exportation (par train ou navire-citerne).

Les marchés du pétrole brut sont complexes et différents types de conduites peuvent alimenter des installations diverses. De plus, les installations de stockage et de transformation peuvent être situées n’importe où sur le réseau pour faciliter l’exploitation ou accroître l’efficacité.

Dès qu’une conduite franchit une frontière provinciale ou internationale, elle est assujettie à la réglementation de la Régie et le présent rapport s’intéresse principalement aux pipelines de transport, car d’habitude ce sont ceux-là qui franchissent les frontières en question. Habituellement, lorsqu’une canalisation est confinée à une seule province, elle relève de la compétence de l’organisme de réglementation de celle-ci, à moins qu’elle ne soit considérée comme une entreprise fédérale^{Note de bas de page 2}.

La Régie réglemente environ 68 000 kilomètres de opérationnels pipelines, dont 19 142 d’oléoducs opérationnels. La carte qui suit montre les principaux oléoducs du ressort de la Régie.

Figure 4 – Principaux oléoducs réglementés par la Régie

Marchés pétroliers

Approvisionnement et utilisation au Canada

En 2019, le Canada était le quatrième plus grand producteur de pétrole brut au monde, avec 5,9 % de la production totale^{Note de bas de page 3}. La production quotidienne moyenne a été de 4,9 millions de barils, soit 784 milliers de mètres cubes^{Note de bas de page 4}. Celle tirée des sables bitumineux a augmenté de 25 % entre 2015 et 2019, ce qui a poussé vers le haut la production canadienne de pétrole brut dans son ensemble.

Le pétrole brut produit au Canada varie beaucoup sur le plan de la qualité. En général, le pétrole brut léger est plus intéressant pour les raffineries parce qu’elles peuvent en tirer davantage de carburants de transport de grande valeur. Le pétrole brut lourd nécessite davantage de transformation et d’équipement coûteux, en plus de produire une plus grande proportion de produits de moindre valeur comme l’asphalte et le mazout. Par conséquent, le brut léger et le brut lourd se négocient à des prix différents.

Une grande partie du pétrole brut produit au Canada est extrait des sables bitumineux dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien. La figure 6 présente les types de pétrole brut produits au Canada de 2015 à 2020.

Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien

Le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien, ancien et riche en pétrole comme en gaz, est d’une superficie de 1,4 million de kilomètres carrés et la presque totalité de l’Alberta s’y retrouve. Vers l’est il couvre le sud de la Saskatchewan et le coin sud-ouest du Manitoba tandis que vers l’ouest, il s’étend à l’est et au nord-est de la Colombie-Britannique pour de là atteindre une petite partie du sud du Yukon ainsi que des Territoires du Nord-Ouest.

Figure 5 – Carte du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien

Source et Description

Source : Régie

Description : Cette carte illustre l’emplacement du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien qui, du coin sud-ouest du Manitoba, couvre la moitié inférieure de la Saskatchewan et presque toute la province de l’Alberta, à l’exception des Rocheuses, une petite partie de la Colombie-Britannique vers le nord-est et une partie aussi des Territoires du Nord-Ouest, au nord des deux provinces les plus à l’ouest.

En mars 2020, l’arrivée de la pandémie de COVID-19 a entraîné une chute importante de la demande mondiale de pétrole brut. Cette situation, alliée à une brève guerre des prix entre certains pays membres de l’OPEP+ (en anglais), a amené les producteurs de l’Ouest canadien à une réduction de la production de plus ou moins 972 milliers de barils par jour vers la mi-mai 2020. Depuis^{Note de bas de page 5}, les prix mondiaux sont revenus à leurs niveaux d’avant la pandémie et en janvier 2021, la production canadienne avait déjà regagné le terrain perdu.

Marchés mondiaux et nord-américains du pétrole brut

La plus grande partie du pétrole brut produit au Canada est transportée par pipeline des provinces de l’Ouest vers des raffineries aux États-Unis, au Québec et en Ontario. En 2020, le Canada a exporté 82 % du pétrole brut qu’il a produit, aux États-Unis surtout^{Note de bas de page 6}, alors que la tranche restante, de 17 %, a été principalement raffinée au Canada^{Note de bas de page 7}. La plupart des raffineries canadiennes ne sont pas conçues pour traiter les volumes croissants de pétrole brut lourd issu des sables bitumineux ou n’y ont peut-être même pas accès. Par conséquent, des raffineries canadiennes en Ontario, au Québec, à Terre-Neuve-et-Labrador et au Nouveau-Brunswick^{Note de bas de page 8} importent du pétrole brut léger^{Note de bas de page 9}.

La figure 7 ci-dessous montre les exportations de brut canadien selon la destination, celles aux États-Unis étant répartis entre les différents Petroleum Administration for Defense Districts (en anglais), appelés PADD, qui sont au nombre de cinq : côte Est (PADD I), Midwest (PADD II), côte du golfe du Mexique (PADD III), Rocheuses (PADD IV) et côte Ouest (« PADD V »). En 2019, le PADD II a reçu 59 % des exportations canadiennes de pétrole brut et le PADD III, 22 %.

Le marché nord-américain du pétrole brut a beaucoup changé au cours des dix dernières années. Le forage horizontal et la fracturation hydraulique en plusieurs étapes ont considérablement accru la production de pétrole brut léger à partir de schistes ou d’autres formations étanches au Canada comme aux États-Unis.

De 2015 à 2019, la production quotidienne de pétrole brut aux États-Unis a augmenté de 30 %, passant de 9,4 à 12,2 millions de barils, soit de 1 496 à 1 940 milliers de mètres cubes, ce qui a entraîné une réduction des importations par ce pays. Malgré tout, les exportations canadiennes vers les États-Unis sont passées, par jour, de 3,0 à 3,8 millions de barils, soit de 483 à 599 milliers de mètres cubes, en 2019, avant de revenir à 3,4 millions de barils en 2020. Cela s’explique en partie par la baisse des importations depuis le Venezuela et le Mexique, deux autres fournisseurs de pétrole lourd aux États-Unis pendant la même période. Le pétrole lourd du Canada n’est pas en concurrence directe avec la production croissante de pétrole léger aux États-Unis destiné aux marchés du raffinage. La baisse de la demande de pétrole brut causée par la pandémie a entraîné un recul de 12 % des exportations canadiennes en 2020 par rapport à 2019.

Dynamique de marché

Les pétroles bruts canadiens sont négociés sur les grands marchés et leur prix est ainsi établi dans un contexte concurrentiel. Puisque le brut canadien est surtout raffiné aux États-Unis, les cours sont souvent exprimés par rapport au pétrole brut léger nord-américain de référence, le West Texas Intermediate ou WTI. Le prix du Western Canadian Select, le pétrole lourd canadien de référence le plus courant, connu sous le sigle WCS, est ainsi établi selon un différentiel par rapport au WTI, qu’on appelle l’écart WCS-WTI.

Ainsi, la qualité du produit et le transport influent sur le différentiel de prix du pétrole, tout comme l’offre et la demande globales ou la conjoncture. En outre, les écarts de prix entre les grands marchés peuvent changer en fonction de la capacité pipelinière disponible. Lorsque celle entre deux marchés est suffisante, les prix des produits transportés à l’un ou à l’autre se suivent de près.

Comme le montre la figure 9, le WCS se vend moins cher que le WTI, ce qui rend compte de sa qualité inférieure et du coût de l’acheminement du brut vers jusqu’au Midwest américain, où le prix du WTI est établi. Le Midwest des États-Unis et la côte américaine du golfe du Mexique comptent parmi les plus importants marchés du pétrole brut canadien et, de ce fait, déterminent les prix que touchent de nombreux producteurs canadiens.

De 2015 à 2020, l’écart WCS-WTI se situait en moyenne à 15,27 $ US le baril. Il a été exceptionnellement élevé au dernier trimestre de 2018, dépassant les 50 $ US le baril certains jours d’octobre. Cette situation a été principalement attribuable à une production de pétrole brut au Canada supérieure à la capacité combinée des pipelines et du transport ferroviaire. L’absence d’une capacité de transport suffisante a rendu plus difficile l’acheminement du pétrole vers les marchés et les raffineries, ce qui a fait baisser les prix du pétrole brut au Canada. Les limites de production imposées par le gouvernement de l’Alberta, une meilleure optimisation de la capacité pipelinière et l’augmentation des exportations de brut par train ont par la suite réduit l’écart à des niveaux plus habituels.

En présence de marchés équilibrés, la capacité pipelinière permet normalement à la production d’atteindre les marchés finals. Un excédent de capacité trop important peut occasionner une hausse des droits pour les expéditeurs et se traduit par une infrastructure inutilisée. Par contre, une capacité pipelinière insuffisante entraîne habituellement des coûts importants, car l’impossibilité d’acheminer le pétrole jusqu’aux marchés équivaut à une perte possible de produits financiers pour les producteurs et les gouvernements. Une capacité suffisante signifie un accès élargi aux marchés et un plus grand choix pour les utilisateurs, ainsi qu’une plus grande efficience découlant de la concurrence entre les sociétés pipelinières.

En général, les producteurs de pétrole brut et les autres utilisateurs préfèrent acheminer leur produit au marché où ils peuvent obtenir le prix de valorisation le plus élevé. Lorsque la capacité est limitée, cela peut entraîner une offre excédentaire sur les marchés locaux, ce qui fait baisser les prix par rapport à ceux de référence dans d’autres régions.

Capacité de transport et utilisation

Le pétrole brut peut être transporté par pipeline, par train, par camion et par navire-citerne. Dans la majeure partie des cas, comme on peut le voir à la figure 10, les exportations de pétrole brut du Canada se font par pipeline^{Note de bas de page 10}.

Transport de brut par chemin de fer

Le transport de pétrole brut par train coûte plus cher que par pipeline ou navire-citerne. On y a habituellement recours lorsque l’infrastructure pipelinière n’est pas disponible ou que les différentiels de prix sont assez importants pour rendre ce mode de transport rentable. L’écart nécessaire pour justifier le transport ferroviaire varie selon l’expéditeur.

De 2015 à 2017, les exportations quotidiennes de brut par chemin de fer s’établissaient en moyenne à 110 milliers de barils, soit 17,5 milliers de mètres cubes. En 2018, elles ont commencé à augmenter jusqu’à atteindre plus de 230 milliers de barils ou 36,6 milliers de mètres cubes. Ce sont principalement les contraintes liées à la capacité pipelinière dans l’Ouest canadien et l’augmentation des différentiels de prix qui sont à l’origine de cet accroissement.

À la fin de 2018, le gouvernement de l’Alberta a imposé des limites de production (en anglais) à l’échelle provinciale en réponse à des écarts de prix sans précédent, ce qui a temporairement entraîné la réduction de l’écart WCS-WTI et une baisse des volumes de brut transportés par train en janvier 2019. Les exportations par chemin de fer ont repris de plus belle au milieu de 2019, jusqu’à atteindre un sommet par jour dépassant 411 milliers de barils ou 65,4 milliers de mètres cubes en février 2020.

Depuis mars 2020, la réduction de la demande mondiale de brut en raison de la pandémie a eu des conséquences importantes sur l’industrie pétrolière canadienne. La production a volontairement été freinée, ce qui a allégé les contraintes liées à la capacité sur les pipelines d’exportation. En conséquence, l’écart WCS-WTI s’est réduit, ce qui a fait que le transport de brut par chemin de fer n’était pour ainsi dire plus rentable. Depuis février 2020, les exportations quotidiennes de brut par chemin de fer ont chuté à 38,9 milliers de barils ou 6,2 milliers de mètres cubes en juillet 2020, mais ont augmenté depuis. En février 2021, elles avaient atteint 111,8 milliers de barils ou 17,7 milliers de mètres cubes.

Transport de brut par navire-citerne

En 2020, le Canada a exporté 8 % de son pétrole brut par navire-citerne (pétrolier). Les plus gros pétroliers permettent des économies d’échelle supérieures.

Au Canada, le pétrole brut est exporté par navire-citerne à partir des côtes Ouest et Est. Les exportations depuis Burnaby, en Colombie-Britannique, sont acheminées vers l’Asie et la côte ouest des États-Unis. Du côté de l’Atlantique, le pétrole produit en mer est acheminé vers l’Europe ou les PADD I et III aux États-Unis. En 2016, les exportations quotidiennes par voie maritime s’établissaient en moyenne à 202 milliers de barils ou 31,1 milliers de mètres cubes. Elles sont passées à 279 milliers de barils ou 44,4 milliers de mètres cubes en 2020. La figure 12 illustre la croissance des exportations de pétrole brut par navire à partir du Canada.

Utilisation et répartition de la capacité pipelinière

Information technique

Les oléoducs acheminent habituellement des produits en lots, car différents produits doivent être conservés séparément les uns des autres afin de réduire au minimum la contamination (par exemple entre pétrole brut léger, moyen ou lourd, produits pétroliers raffinés, etc.). Par exemple, au Canada, le réseau d’Enbridge transporte des dizaines de produits, notamment raffinés^{Note de bas de page 11}. L’acheminement de lots de produits différents complexifie l’ordonnancement des réceptions et livraisons comparativement au transport d’un seul produit. Les sociétés pipelinières ont toutefois gagné en efficacité en optimisant les règles de regroupement de produits, dont la destination est toujours prévue avant injection dans le pipeline pour acheminement.

Le pétrole passe physiquement des producteurs aux raffineurs de diverses façons et peut être stocké au besoin. À cette fin on trouve des installations en amont à proximité des sites de production, reliées au réseau au moyen de canalisations d’amenée et de pipelines d’exportation, ainsi qu’en aval aux raffineries. Grâce au stockage, les sociétés pipelinières sont plus à même d’équilibrer les fluctuations à court terme de l’offre et de la demande sur le réseau. D’autres utilisateurs peuvent aussi s’en servir, à des fins d’optimisation, pour retarder la livraison du brut jusqu’à ce que les acheteurs soient disposés à l’acquérir ou que les prix montent.

Le temps de transport par pipeline varie selon la destination. Par exemple, avec Enbridge, il faudra 20 jours pour acheminer un lot d’Edmonton à Chicago^{Note de bas de page 12}.

Tableau 1 - Oléoducs au Canada^{Note de bas de page 13} - Capacité totale, faisant l’objet de contrats et non souscrite (juin 2021)

Le tableau 1 montre les principaux pipelines d’hydrocarbures réglementés par la Régie et leur capacité. La capacité physique d’un pipeline dépend de nombreux facteurs, tels que les produits transportés, la puissance de pompage, les travaux d’entretien et les restrictions de pression. La capacité physique réelle peut parfois être supérieure à la capacité opérationnelle hypothétique indiquée dans ce tableau.

À l’heure actuelle, dans l’ensemble, la capacité à la sortie du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien ne fait pas l’objet de contrats et n’est pas souscrite. En général, dans ce dernier cas, les expéditeurs font état chaque mois des volumes à acheminer par le pipeline. Si le volume ainsi visé est supérieur à la capacité du pipeline, celui de chaque expéditeur fait l’objet d’une réduction d’un pourcentage égale qu’on appelle répartition. Celle-ci peut découler de la croissance de l’offre de pétrole, de la réduction de la capacité pipelinière, de travaux d’entretien aux raffineries ou d’interruptions imprévues.

Dans le cas des pipelines dont la capacité fait l’objet de contrats, la répartition diffère légèrement, mais près de 80 % de la capacité pipelinière à la sortie de l’Ouest canadien est non souscrite. Cela s’explique par le fait qu’il n’y a aucun contrat lié à la capacité sur le réseau d’Enbridge, le plus grand oléoduc du pays, non souscrite dans sa totalité^{Note de bas de page 21}.

D’autres sociétés pipelinières qui ont conclu des contrats relatifs à la capacité sont tout de même tenues de conserver une certaine capacité non souscrite à la disposition des expéditeurs afin de remplir leurs obligations à titre de transporteur public.

Hormis le réseau d’Enbridge, Keystone, Trans Mountain et Express sont les trois grands de l’exportation de brut à partir du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien. Ensemble, ces quatre entités représentent 96 % de tout le pétrole brut acheminé depuis le bassin.

Environ 58 % de toutes les exportations de pétrole brut canadien sont acheminées par le réseau d’Enbridge, propriété de Pipelines Enbridge Inc.^{Note de bas de page 22}. Ce réseau transporte du pétrole brut, des produits pétroliers raffinés et des liquides de gaz naturel à l’intérieur des frontières canadiennes. Par jour, sa capacité disponible est passée d’environ 2,1 millions de barils ou 333,9 milliers de mètres cubes en 2010 à presque 3 millions de barils ou 470,6 milliers de mètres cubes en 2020, année au cours de laquelle une capacité supplémentaire de 0,14 million de barils ou 22,3 milliers de mètres cubes a été ajoutée, principalement grâce à l’optimisation des pipelines. Le projet de remplacement de la canalisation 3 au Canada et l’accroissement de la capacité de la canalisation 67 (Alberta Clipper) ont aussi permis d’accroître la capacité du réseau. Une capacité supplémentaire sera disponible une fois que la partie en sol américain du projet de remplacement de la canalisation 3 entrera en service.

Le 13 novembre 2020, l’État du Michigan a avisé Enbridge Inc. qu’il annulait et résiliait la servitude datant de 1953 qui permettait à celle-ci d’exploiter la canalisation 5 dans le détroit de Mackinac. L’avis^{Note de bas de page 23}, que la société conteste, exige qu’elle cesse d’exploiter les canalisations doubles dans le détroit le 12 mai 2021. Le 12 janvier 2021, Enbridge a envoyé une lettre^{Note de bas de page 24} indiquant que son examen avait révélé que l’État n’avait pas le pouvoir d’annuler ni de résilier la servitude de 1953. Au début de juin 2021, la canalisation 5 transportait toujours des produits énergétiques. Enbridge et l’État du Michigan cherchent à régler leur différend par la voie de la médiation, imposée par les tribunaux.

Le pipeline Keystone de base, qui appartient à TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd.^{Note de bas de page 25}, assure le transport d’environ 14 % des exportations de pétrole brut de l’Ouest canadien vers les grands marchés américains du raffinage américain. Actuellement, sa capacité quotidienne est de 580 milliers de barils ou 92,2 milliers de mètres cubes. Les contrats à long terme représentent 495 milliers de barils ou 78.7 milliers de mètres cubes par jour, soit environ 85 % de la capacité. En juillet 2020, TransCanada Keystone Pipeline L.P. a obtenu un permis présidentiel pour le pipeline de base, devant permettre de porter à 761 milliers de barils par jour la capacité d’exploitation de la partie du pipeline en sol américain dans le but d’atteindre sa capacité nominale initiale^{Note de bas de page 26}. La société mère Corporation TC Énergie a par ailleurs conclu des contrats pour 50 milliers de barils ou 7,9 milliers de mètres cubes par jour à compter de 2021^{Note de bas de page 27}. L’accroissement de la capacité du pipeline de base est distinct du projet Keystone XL dont il est question au tableau 2.

Le pipeline Trans Mountain, propriété de Trans Mountain Pipeline ULC, société d’État fédérale, transporte des produits pétroliers raffinés et du pétrole brut jusqu’au quai Westridge, un terminal maritime à Burnaby, en Colombie-Britannique, puis vers d’autres destinations à l’intérieur de cette province, dans l’État de Washington et en Asie. Le gouvernement du Canada en a fait l’acquisition le 29 mai 2018. Sa capacité est de 300 milliers de barils ou 47,7 milliers de mètres cubes par jour^{Note de bas de page 28}. Les volumes quotidiens faisant l’objet de contrats qui sont acheminés par ce pipeline jusqu’au quai Westridge s’établissent à 54 milliers de barils ou 8,6 milliers de mètres cubes.

Le pipeline Express (aussi appelé canalisation 40A), qui appartient à Express Pipeline Ltd.^{Note de bas de page 29}, a une capacité de 310 milliers de barils ou 49,3 milliers de mètres cubes par jour et transporte du pétrole brut du Canada jusqu’à Casper, au Wyoming. De là, le pipeline Platte, entièrement situé aux États-Unis, achemine le brut en Ohio et en Illinois. En avril 2020, la Régie a approuvé l’accroissement de la capacité quotidienne du pipeline Express jusqu’aux volumes mentionnés ci-dessus, alors qu’elle était auparavant d’environ 287 milliers de barils ou 45,7 milliers de mètres cubes, en autorisant l’installation, au terminal de la société à Hardisty, d’un châssis mobile préfabriqué permettant l’injection d’un produit chimique visant un écoulement plus fluide. Le projet a été mis en service en septembre 2020.

Projets de pipeline et d’agrandissement

Avant la baisse de la production attribuable à la COVID-19 en 2020, les principaux pipelines d’exportation de pétrole brut étaient exploités à leur capacité maximale ou presque depuis plusieurs années, car les agrandissements n’ont pas suivi le rythme de la croissance de l’offre. Même si la capacité a été quelque peu augmentée ces dernières années, l’industrie cherche de nouveau à la rehausser. Le tableau 2 ci-dessous montre les projets d’oléoducs envisagés par l’industrie en réponse à une offre croissante de pétrole dans l’Ouest canadien.

Tableau 2 – Projets pipeliniers envisagés

Projet pipelinier Keystone XL

Le 11 mars 2010, l’Office national de l’énergie a approuvé la partie en sol canadien du projet pipelinier Keystone XL, qui devait transporter du pétrole brut de Hardisty, en Alberta, jusqu’à la côte américaine du golfe du Mexique. Le 20 janvier 2021, le permis présidentiel requis pour la réalisation du projet aux États-Unis a été annulé^{Note de bas de page 31} et le projet est en suspens^{Note de bas de page 32}.

Projet de remplacement de la canalisation 3 d’Enbridge

Le 25 avril 2016, l’Office a recommandé l’approbation de la demande visant le projet de remplacement de la canalisation 3, qui fait partie du réseau d’Enbridge et achemine du pétrole brut de l’Ouest canadien vers le Midwest américain. Le projet vise à permettre à Enbridge de remplacer la canalisation 3 d’origine par une nouvelle, exploitée à la capacité nominale prévue initialement de 760 milliers de barils ou 120,8 mètres cubes par jour, soit 370 milliers de barils ou 58,8 milliers de mètres cubes de plus que maintenant. Le gouverneur en conseil a agréé le projet le 25 novembre 2016^{Note de bas de page 33}.

Le tronçon canadien du projet de remplacement de la canalisation 3 est en service. Toutefois, en raison de goulots d’étranglement en aval, seulement 40 milliers de barils ou 6,4 milliers de mètres cubes de la capacité ajoutée sont utilisables^{Note de bas de page 34} et le reste de celle-ci ne sera accessible qu’à la réalisation du projet du côté américain, dont la mise en service n’est prévue qu’à la fin de 2021^{Note de bas de page 35}.

Agrandissement du réseau de Trans Mountain

Le 19 mai 2016, l’Office a recommandé l’approbation de la demande visant les installations dans le cadre du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain. Le gouverneur en conseil a agréé l’agrandissement le 29 novembre 2016, mais la Cour d’appel fédérale l’a annulé le 30 août 2018 et l’Office a alors dû réexaminer les effets du transport maritime lié au projet.

L’Office a publié son rapport de réexamen (MH-052-2018) en février 2019 et le gouverneur en conseil a réaffirmé son agrément à l’égard du projet le 18 juin 2019^{Note de bas de page 36}.

Le projet d’agrandissement desservira des marchés en Colombie-Britannique, dans l’État de Washington, en Californie et en Asie. Il fera passer la capacité quotidienne du pipeline Trans Mountain existant d'environ 300 milliers de barils ou 47,7 milliers de mètres cubes à 890 milliers de barils ou 141,5 milliers de mètres cubes. Le projet fait l’objet de contrats à long terme de 15 à 20 ans pour 708 milliers de barils ou 112,3 milliers de mètres cubes par jour de cette capacité. La mise en service est prévue pour décembre 2022^{Note de bas de page 37}.

Date de modification :

2023-08-22