Pipeline Trans Mountain

Origines et premières opérations

La découverte de gisements pétroliers majeurs à Leduc, en Alberta, en 1947, a stimulé la vision d'un pipeline vers la côte du Pacifique, motivée par la demande croissante en Asie et sur les côtes ouest du Canada et des États-Unis. La Trans Mountain Pipeline Company a été créée par une loi spéciale du Parlement le 21 mars 1951, sa proposition étant immédiatement soumise et approuvée par la Commission des transports du Canada. La construction a débuté en février 1952. Le pipeline de 1 150 kilomètres a été construit rapidement par Canadian Bechtel Ltd., en partie à cause de préoccupations stratégiques de défense liées à la guerre de Corée. La soudure finale a été complétée près d'Aldergrove, en Colombie-Britannique, le 17 octobre 1952. Le premier pétrole brut a commencé à s'écouler d'Edmonton vers les raffineries de la région de Vancouver et le nord-ouest des États-Unis en août 1953, pour un coût total de 93 millions de dollars, comme l'a déclaré le premier ministre de la C.-B., W. A. C. Bennett, lors de la cérémonie d'inauguration. Pendant ses trois premières décennies, le pipeline ne transportait que du pétrole brut pour approvisionner les raffineries de Vancouver et de l'État de Washington. Il reste le seul pipeline entre l'Alberta et la côte de la C.-B. La propriété de la société originale était partagée entre Canadian Bechtel Ltd. et Standard Oil.

Évolution technique vers un système à produits multiples

À partir de 1983, Trans Mountain a commencé des expériences pour passer d'un pipeline à produit unique à un pipeline à produits multiples afin d'accroître l'efficacité. En 1985, TMPL transportait régulièrement des produits raffinés sur 820 kilomètres d'Edmonton à Kamloops. Ce service a été étendu jusqu'à Vancouver en 1993. Un rapport de 1993 notait qu'il s'agissait du seul grand système au monde à transporter simultanément du pétrole brut et des produits pétroliers raffinés dans un seul pipeline. En 1998, les expéditions régulières vers Vancouver comprenaient du carburéacteur, de l'essence (sans plomb et super sans plomb), du diesel (soufre régulier, soufre faible et basse température), du méthyl tert-butyl éther (MTBE) et du pétrole brut (léger doux, léger acide et lourd). En 2004, Kinder Morgan a ajouté un deuxième pipeline parallèle au premier entre Hinton, en Alberta, et Hargreaves, en Colombie-Britannique. Cela a nécessité la construction de deux nouvelles stations de pompage : la station de pompage Wolf près de Niton Junction, en Alberta, et la station de pompage Chappel près du parc provincial Pyramid Creek Falls, en Colombie-Britannique. La capacité a été augmentée de 40 000 barils par jour, passant de 260 000 à 300 000 barils par jour.

Impact sur les raffineries et historique des déversements

La capacité du pipeline à transporter des produits raffinés a contribué aux changements dans le paysage des raffineries. Shell, Petro-Canada et Imperial ont fermé des raffineries en Colombie-Britannique dans les années 1990 et ont étendu leurs opérations dans la région d'Edmonton. Cela a entraîné la conversion des raffineries existantes le long du tracé de TMPL en installations de stockage et de distribution. La raffinerie Royalite de Kamloops a fermé en 1983. La raffinerie de Shell à North Burnaby et celle de Petro-Canada à Port Moody ont fermé en 1993. Imperial Oil a fermé sa raffinerie de Port Moody en 1995. Après l'ouverture de l'agrandissement en 2024, les raffineries de pétrole se sont plaintes de la mauvaise qualité du pétrole. Le pipeline a un historique de déversements. En 2017, il avait signalé environ 84 déversements à l'Office national de l'énergie depuis 1961. La majorité s'est produite dans des zones confinées comme les stations de pompage et était inférieure au seuil de déclaration obligatoire de 1,5 mètre cube. Les incidents significatifs comprennent une rupture en 2005 à Abbotsford qui a déversé 210 mètres cubes de pétrole brut. Une erreur d'un entrepreneur en 2007 à Burnaby a causé un déversement de 224 à 234 mètres cubes, une partie du pétrole s'écoulant dans le détroit de Burrard. Un incident en 2009 au terminal de Burnaby a libéré 305 mètres cubes d'un réservoir. Une fuite en 2012 à Sumas a libéré 90 mètres cubes. Une fuite en 2020 à Sumas a libéré 190 mètres cubes de pétrole brut léger d'un petit tuyau connecté à la conduite principale.

Le projet d'agrandissement : proposition et escalade des coûts

Kinder Morgan a déposé une demande pour le projet d'agrandissement de Trans Mountain (TMX) auprès de l'Office national de l'énergie le 18 juin 2013 pour construire un deuxième pipeline afin de transporter du bitume dilué. Le projet proposait 980 kilomètres de nouveau tuyau, augmentant la capacité du système de 300 000 à 890 000 barils par jour et nécessitant 12 nouvelles stations de pompage. L'estimation initiale des coûts en 2013 était de 6,8 milliards de dollars. La société avait le soutien de plusieurs grands clients de l'industrie pétrolière, dont BP Canada, Canadian Natural Resources, Cenovus, Imperial Oil, Suncor et Total. Le Cabinet fédéral a approuvé le projet en novembre 2016 sous réserve de 157 conditions contraignantes. La première ministre de la C.-B., Christy Clark, a annoncé le soutien provincial en janvier 2017 après un accord de partage des revenus pouvant atteindre 1 milliard de dollars. En 2018, face à l'incertitude juridique, Kinder Morgan a suspendu les travaux non essentiels. Le gouvernement fédéral a annoncé le 29 mai 2018 qu'il achèterait le pipeline et le projet d'agrandissement pour 4,5 milliards de dollars. L'achat a été finalisé le 31 août 2018 pour 4,7 milliards de dollars, transférant l'actif à la société d'État Trans Mountain Corporation. Les coûts du projet ont explosé à plusieurs reprises.

• Février 2020 : L'estimation des coûts est passée à 12,6 milliards de dollars en raison de l'augmentation des coûts de la main-d'œuvre, de l'acier et des terrains.
• Février 2022 : Les coûts ont augmenté de 70 % pour atteindre 21,4 milliards de dollars. La ministre des Finances, Chrystia Freeland, a déclaré que ce financement ne faisait pas partie de l'engagement fédéral lié à la COVID-19.
• Mars 2023 : Le coût annoncé est passé à 30,9 milliards de dollars.
• Mai 2024 : Le coût final du projet a été rapporté à 34 milliards de dollars au début des opérations.

Le projet était achevé à 98 % au 23 janvier 2024. En janvier 2023, plus de 700 kilomètres de tuyaux étaient en place. La construction a atteint la mi-parcours en avril 2022. Le pipeline agrandi a commencé ses opérations le 1er mai 2024, multipliant par près de trois la capacité des pipelines de pétrole de l'Alberta vers la côte du Pacifique.

Controverse juridique, politique et interprovinciale

L'agrandissement a fait face à une opposition intense de la part de groupes environnementaux, de municipalités et de plusieurs Premières Nations, principalement en raison de l'augmentation du trafic de pétroliers et des risques de déversement dans la mer des Salish. Le groupe environnemental Stand.earth a averti que l'agrandissement obstruerait 30 % du détroit de Burrard et causerait une multiplication par sept du trafic de pétroliers. Les promoteurs ont fait valoir qu'il créait des emplois et était plus sûr que le transport ferroviaire. Une étude de l'Université Simon Fraser en 2014 affirmait que Kinder Morgan avait surestimé les avantages économiques. De 2008 à 2018, le Western Canadian Select s'est vendu avec une remise moyenne de 17 dollars américains par rapport au West Texas Intermediate. Un revers juridique majeur s'est produit le 30 août 2018 lorsque la Cour d'appel fédérale a annulé l'approbation du projet, citant une consultation inadéquate avec les Premières Nations et un manque d'évaluation environnementale de l'impact de l'augmentation du trafic de pétroliers sur les épaulards. Le premier ministre Justin Trudeau a réaffirmé l'engagement fédéral. La première ministre de l'Alberta, Rachel Notley, a annoncé que l'Alberta se retirerait de la tarification nationale du carbone. Le gouvernement fédéral a recommencé les consultations de phase III, supervisées par le juge Frank Iacobucci. L'Office national de l'énergie a tenu des audiences avec 117 groupes autochtones à la fin de 2018. Le 2 juillet 2020, la Cour suprême du Canada a refusé d'entendre les appels, mettant fin au défi juridique. Le projet a également déclenché un différend commercial. En janvier 2018, la C.-B. a proposé des restrictions sur l'augmentation des importations de bitume. La première ministre de l'Alberta, Rachel Notley, a riposté par une interdiction des importations de vin de la C.-B. du 6 au 22 février 2018 et a présenté la loi sur la préservation de la prospérité économique du Canada. Le procureur général de la C.-B., David Eby, a menacé d'un recours en justice concernant la constitutionnalité de la loi.

Manifestations et opposition Secwépemc

Le projet d'agrandissement a fait face à des manifestations soutenues. En novembre 2014, plus de 100 opposants ont été arrêtés alors qu'ils campaient sur la montagne Burnaby pour bloquer la construction. Des membres des nations Squamish et Tsleil-Waututh ont pagayé en canot jusqu'au terminal de Kinder Morgan à Burnaby en signe de protestation. En juillet 2018, des activistes ont bloqué un pétrolier depuis le pont Ironworkers' Memorial à Vancouver. La GRC a contenu des manifestations sur la montagne Burnaby et a démantelé un camp perché dans la zone de conservation de la rivière Brunette en septembre 2021. Une opposition significative est venue du peuple Secwépemc, dont le territoire est traversé par l'agrandissement sur 518 kilomètres. À partir de 2013, des membres de la communauté Secwépemc ont défendu leur territoire traditionnel, Secwepemcul’ecw, affirmant que l'approbation avait été accordée sans consultation suffisante. Ils s'inquiétaient des dommages aux terres et à l'eau, de la perturbation du saumon et de la violation du droit traditionnel Secwépemc. En juillet 2018, un camp de protestation Secwépemc connu sous le nom de Tiny House Warriors a été établi près de Blue River, en Colombie-Britannique. Cela a conduit les chefs Rosanne Casimir de Tk’emlúps te Secwépemc et Shelly Loring de la Première Nation Simpcw à publier une déclaration conjointe demandant aux Warriors de se retirer. Début septembre 2020, la manifestante Loralie Dick s'est enchaînée à un chantier de TMX à Kamloops avant d'être arrêtée. En octobre 2020, un camp de protestation a été installé le long de la rivière Thompson, conduisant à des arrestations par la GRC après que les Secwépemc aient remis un avis de cesser et de s'abstenir à TMX.

Engagement autochtone, opposition et offre de participation de 2026

La consultation autochtone a été une question centrale. Le gouvernement fédéral s'est engagé à explorer la participation économique avec les 129 communautés autochtones potentiellement touchées. Les nations opposantes clés comprenaient les Premières Nations Tsleil-Waututh, Squamish, Kwantlen et Coldwater, qui ont déposé des contestations devant la Cour fédérale. L'évaluation de la nation Tsleil-Waututh a trouvé une probabilité de 79 à 87 % d'un déversement dans le détroit de Burrard sur 50 ans. En 2026, le gouvernement a formalisé une offre pour une participation collective dans le système Trans Mountain. L'offre comprend un prêt gouvernemental à faible coût, un paiement de 2,5 millions de dollars à chaque groupe participant pour les revenus perdus antérieurement, jusqu'à 100 000 dollars par groupe pour les coûts de participation, et les frais de conseillers indépendants couverts. Le gouvernement prévoyait des rencontres en personne à la fin d'octobre 2026 pour partager les détails. L'offre a reçu des réactions mitigées. Stephen Buffalo, PDG du Conseil des ressources indiennes, a qualifié la participation d'insultante. Dale Swampy de la Coalition nationale des chefs a soutenu le concept mais a remis en question la taille du paiement. L'Union des chefs indiens de la Colombie-Britannique, sous la présidence de Stewart Phillip, s'est dite choquée et consternée par l'investissement du Canada. D'autres groupes autochtones, dont la nation crie Kehewin, la nation T'Sou-ke et la Première Nation de Frog Lake, ont formé le Groupe autochtone de l'Ouest pour les pipelines (GAOP) et ont sanctionné le projet pour des participations.

Spectre du soutien autochtone et accords économiques

Les perspectives autochtones sur l'agrandissement du pipeline sont diverses et non monolithiques. Les promoteurs citent le soutien ou la non-opposition de 120 des 129 groupes autochtones potentiellement touchés. D'ici 2026, 59 accords d'avantages avaient été signés avec des groupes autochtones en Colombie-Britannique (45) et en Alberta (14). Ils représentent plus de 500 millions de dollars en avantages et opportunités. Depuis 2021, les communautés autochtones ont acquis des participations dans plus de 5 000 kilomètres de pipelines en exploitation à travers le Canada, un nombre qui devrait augmenter. Ces investissements sont souvent structurés par le biais de consortiums ou de sociétés en commandite, permettant à plusieurs nations de partager les risques et les avantages tout en respectant l'indépendance de chaque nation. Cette propriété croissante crée des opportunités économiques et donne aux communautés une plus grande voix et un meilleur accès aux informations liées aux projets sur leurs territoires. Cela contraste avec l'opposition catégorique des nations qui considèrent le projet comme une violation de leurs droits et titres. Cette position a été soutenue par le Comité des Nations Unies pour l'élimination de la discrimination raciale qui a appelé le Canada à suspendre le projet en décembre 2019. La propriété autochtone dans les infrastructures énergétiques implique généralement des investissements à faible risque dans des actifs en exploitation qui génèrent des revenus stables, souvent facilités par des garanties de prêts gouvernementaux. L'implication dans des projets comme Cedar LNG se produit souvent pendant la phase de développement, reflétant différentes stratégies d'investissement à travers le secteur de l'énergie.

Défis opérationnels et implications futures

Avec l'agrandissement opérationnel depuis mai 2024, le système Trans Mountain livre maintenant 890 000 barils par jour. Les raffineries de pétrole se sont plaintes de la mauvaise qualité du pétrole. Le projet a fait face à des défis pendant la construction, notamment la pandémie de COVID-19, la baisse de la demande de pétrole et les manifestations. D'ici 2020, trois compagnies d'assurance, dont Zurich Insurance Group, avaient retiré leur soutien, bien que la société ait déclaré qu'elle avait toujours une couverture adéquate. La structure future de propriété du pipeline reste en suspens alors que le gouvernement fédéral cherche des partenaires autochtones. La participation est destinée à être détenue collectivement par le biais d'un véhicule à vocation spéciale donnant aux participants des droits de gouvernance et une part des flux de trésorerie. Le gouvernement n'a pas l'intention d'être le propriétaire permanent et a initialement cherché des investisseurs extérieurs qui seraient indemnisés pour les retards, mais n'a pas trouvé d'acheteur. L'héritage du projet est lié à la politique climatique, à la souveraineté autochtone et à la stratégie d'exportation énergétique du Canada. Il a établi des précédents pour l'intervention fédérale et pour les modèles de participation économique autochtone. Les négociations en cours sur la participation seront un test critique de l'agenda de réconciliation économique du gouvernement. Le statut de la société est passé à celui de société d'État sans mandat le 29 avril 2022, lui permettant d'accéder au financement de prêteurs tiers. La réapprobation fédérale de 2019 déclarait que le projet était dans l'intérêt national, ajoutant des dizaines de milliards de revenus gouvernementaux et soutenant des milliers d'emplois, tout en reconnaissant les dommages environnementaux potentiels.

Pipeline Trans Mountain : questions fréquentes

Quand l'agrandissement de Trans Mountain a-t-il commencé à fonctionner ?

Le projet d'agrandissement de Trans Mountain a officiellement commencé ses opérations commerciales le 1er mai 2024. Le projet a été proposé pour la première fois en 2013. Il a été déclaré achevé à 98 % en janvier 2024. L'étape finale de remplissage de la conduite a eu lieu au début de 2024 avant que le système ne devienne opérationnel.

Combien a coûté l'agrandissement de Trans Mountain ?

Le coût final était de 34 milliards de dollars CA, une escalade massive par rapport à l'estimation originale de 2013 de 6,8 milliards de dollars. Les révisions majeures des coûts ont eu lieu en février 2020 (12,6 milliards de dollars), février 2022 (21,4 milliards de dollars) et mars 2023 (30,9 milliards de dollars). L'augmentation de 70 % en février 2022 ne faisait pas partie du financement fédéral lié à la COVID-19. Le total comprend le prix d'achat de 4,7 milliards de dollars à Kinder Morgan.

Quelle est l'offre de participation autochtone pour Trans Mountain ?

En 2026, le gouvernement fédéral a offert aux groupes autochtones une participation collective. L'offre comprend un prêt gouvernemental à faible coût, un paiement de 2,5 millions de dollars par groupe pour les revenus perdus et jusqu'à 100 000 dollars pour les coûts de participation. Le gouvernement a consulté 129 Premières Nations potentiellement touchées. Des documents financiers en 2024 indiquaient des plans pour fournir un accès au capital pour cette participation.

Qui possède le pipeline Trans Mountain ?

La Trans Mountain Corporation, une société d'État et filiale de la Société de développement des investissements du Canada, possède le pipeline. Le gouvernement du Canada l'a acheté pour 4,7 milliards de dollars à Kinder Morgan le 31 août 2018. Le gouvernement fédéral a offert aux groupes autochtones une participation collective. L'achat a été effectué par la création de la Trans Mountain Corporation pour maintenir le projet d'agrandissement en vie.

Pourquoi le pipeline Trans Mountain est-il controversé ?

L'agrandissement était controversé en raison de son impact environnemental et des contestations judiciaires. L'opposition a cité une consultation inadéquate avec les Premières Nations et un risque accru de déversement dû à l'augmentation du trafic de pétroliers. La Cour d'appel fédérale a annulé l'approbation en 2018. Les critiques ont soutenu que l'achat par le gouvernement fédéral était un renflouement financé par les contribuables. Le projet a également déclenché un différend commercial interprovincial entre l'Alberta et la Colombie-Britannique.

Comment la propriété autochtone dans les infrastructures énergétiques a-t-elle augmenté au Canada ?

Les communautés autochtones deviennent de plus en plus propriétaires. Depuis 2021, elles ont acquis des participations dans plus de 5 000 kilomètres de pipelines en exploitation. Les investissements se font souvent par le biais de consortiums permettant à plusieurs nations de partager les risques. L'offre de Trans Mountain fait partie de cette tendance. D'autres exemples incluent le Groupe autochtone de l'Ouest pour les pipelines formé par plusieurs Premières Nations pour rechercher des participations dans TMX.

Sources et lectures complémentaires

• Pipeline Trans Mountain (Wikipédia, en anglais)
• Feds open up Trans Mountain equity stake to Indigenous ... (cbc.ca)
• Growing Indigenous ownership in Canadian pipelines and ... (cer-rec.gc.ca)
• The First Nations' movement against the Trans Mountain ... (waconservationaction.org)
• 15+ Quotes: Indigenous Support for Trans Mountain ... (canadaaction.ca)

Vérifié par la rédaction de Nosy Mag. Mise à jour le 2026-10-24.