{ "exported_at": "2026-10-24T16:07:32Z", "licence": "CC BY 4.0", "index": "https://carnet49.ca/data/index.json", "projects": [ { "slug": "grays-bay-road-port", "url": "https://carnet49.ca/project/grays-bay-road-port/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/grays-bay-road-port/", "name": "Grays Bay Road and Port", "name_fr": "Route et port de Grays Bay", "summary": "A proposed all-season road of about 230 km and a deep-water port at Grays Bay, Nunavut, to ship mineral concentrate, led by West Kitikmeot Resources. It was referred to the Major Projects Office in March 2026, received a C$50 million federal pre-construction grant in May 2026, and on 24 June 2026 Ottawa began the process to list it under the Building Canada Act. Three teams were shortlisted on 22 September 2026 for the roughly C$1 billion major-works contract (Kiewit; Ledcor/Bird; Samsung C&T/Webuild), with a preferred proponent expected in March 2027.", "summary_fr": "Projet de route toutes saisons d'environ 230 km et de port en eau profonde à Grays Bay, au Nunavut, pour expédier du concentré de minerai, piloté par West Kitikmeot Resources. Il a été confié au Bureau des grands projets en mars 2026, a reçu une subvention fédérale de préconstruction de 50 M$ en mai 2026, et Ottawa a lancé le 24 juin 2026 le processus d'inscription en vertu de la Loi visant à bâtir le Canada. Trois équipes ont été présélectionnées le 22 septembre 2026 pour le contrat de grands travaux d'environ 1 G$ (Kiewit; Ledcor/Bird; Samsung C&T/Webuild), et un promoteur privilégié est attendu en mars 2027.", "commodity": "critical_minerals", "direction": "tidewater", "province": "NU", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "referred", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": true, "owners": [ { "actor": "west-kitikmeot-resources", "share_pct": null, "as_of": "2026-03-12", "source": "mpo-grays-bay" } ] }, { "slug": "mackenzie-valley-highway", "url": "https://carnet49.ca/project/mackenzie-valley-highway/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/mackenzie-valley-highway/", "name": "Mackenzie Valley Highway", "name_fr": "Route de la vallée du Mackenzie", "summary": "A proposed all-season highway along the Mackenzie Valley in the Northwest Territories, about 800 km from Wrigley to the Dempster Highway. Ottawa began the process to list it under the Building Canada Act in June 2026 (a Canada Gazette notice of 29 August 2026 invited comments until 1 October 2026) and on 8 September 2026 committed C$405 million from the Arctic Infrastructure Fund to finish the assessment and design of the Wrigley-to-Norman Wells section, build the Great Bear River Bridge and advance construction (Transport Canada).", "summary_fr": "Projet de route toutes saisons le long de la vallée du Mackenzie, aux Territoires du Nord-Ouest, sur environ 800 km de Wrigley à la route Dempster. Ottawa a lancé en juin 2026 le processus d'inscription en vertu de la Loi visant à bâtir le Canada (un avis dans la Gazette du Canada du 29 août 2026 sollicitait des commentaires jusqu'au 1er octobre 2026) et a engagé le 8 septembre 2026 405 M$ du Fonds pour l'infrastructure de l'Arctique pour terminer l'évaluation et la conception du tronçon Wrigley–Norman Wells, construire le pont de la rivière Great Bear et faire avancer les travaux (Transports Canada).", "commodity": "road", "direction": "domestic", "province": "NT", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "referred", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": true, "owners": [ { "actor": "nt-gov", "share_pct": null, "as_of": "2026-09-08", "source": null } ] }, { "slug": "port-of-churchill", "url": "https://carnet49.ca/project/port-of-churchill/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/port-of-churchill/", "name": "Port of Churchill and Hudson Bay Railway (current operations)", "name_fr": "Port de Churchill et chemin de fer de la baie d'Hudson (exploitation actuelle)", "summary": "The seasonal port at Churchill, Manitoba, and the Hudson Bay Railway, owned by Arctic Gateway Group, a partnership of First Nations and northern communities. In September 2026 the port shipped its first grain since 2020 (about 30,000 tonnes of durum, with more than 100,000 tonnes planned for the season) and loaded its first-ever potash cargo, both bound for Europe. Ottawa committed C$175 million over five years to the railway and port in March 2025.", "summary_fr": "Le port saisonnier de Churchill, au Manitoba, et le chemin de fer de la baie d'Hudson, propriété d'Arctic Gateway Group, un partenariat de Premières Nations et de collectivités du Nord. En septembre 2026, le port a expédié son premier grain depuis 2020 (environ 30 000 tonnes de blé dur, plus de 100 000 tonnes étant prévues pour la saison) et chargé sa toute première cargaison de potasse, toutes deux vers l'Europe. Ottawa a engagé 175 M$ sur cinq ans pour le chemin de fer et le port en mars 2025.", "commodity": "port", "direction": "tidewater", "province": "MB", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "in_service", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "arctic-gateway-group", "share_pct": 100, "as_of": "2025-03", "source": "tc-hudson-bay-railway-port-churchill-funding" } ] }, { "slug": "port-of-churchill-plus", "url": "https://carnet49.ca/project/port-of-churchill-plus/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/port-of-churchill-plus/", "name": "Port of Churchill Plus strategy (incl. LNG idea)", "name_fr": "Stratégie Port of Churchill Plus (y compris l'idée de GNL)", "summary": "A strategy to expand the Port of Churchill, Manitoba, and its trade corridor, including a possible liquefied natural gas export project. On 11 September 2025 it was among six early-stage strategies moved to the Major Projects Office for further development, alongside the first five referred projects.", "summary_fr": "Une stratégie visant à agrandir le port de Churchill, au Manitoba, et son corridor commercial, y compris un éventuel projet d'exportation de gaz naturel liquéfié. Le 11 septembre 2025, elle figurait parmi six stratégies à un stade précoce confiées au Bureau des grands projets pour être développées, aux côtés des cinq premiers projets.", "commodity": "multi", "direction": "tidewater", "province": "MB", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "referred", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": true, "owners": [] }, { "slug": "west-coast-oil-pipeline", "url": "https://carnet49.ca/project/west-coast-oil-pipeline/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/west-coast-oil-pipeline/", "name": "Pacific Link (West Coast oil pipeline)", "name_fr": "Pacific Link (pipeline de la côte Ouest)", "summary": "Proposed pipeline of about 1,250 km, now called Pacific Link, that would carry about one million barrels a day of crude oil, mainly diluted bitumen, from Bruderheim, Alberta, to a deepwater port outside Delta, BC, largely along the Trans Mountain corridor, for export mainly to Asia. Canada and Alberta are to own equal shares, Pembina Pipeline is the private investor, Trans Mountain Corporation leads development, and Indigenous communities are to be offered at least 10% ownership, financed with loan guarantees. The estimated cost is $35.2 billion to $43.7 billion. Referred to the federal Major Projects Office on July 2, 2026, it was listed on October 1, 2026 as the first project of national interest under Schedule 1 of the Building Canada Act; the Major Projects Office is to finalize its conditions by September 1, 2027. There is no final investment decision; construction could start as early as 2027, with oil flowing by 2034.", "summary_fr": "Projet de pipeline d'environ 1 250 km, désormais appelé Pacific Link, qui transporterait environ un million de barils par jour de pétrole brut, surtout du bitume dilué, de Bruderheim, en Alberta, jusqu'à un port en eau profonde près de Delta, en Colombie-Britannique, en grande partie le long du corridor de Trans Mountain, pour l'exportation surtout vers l'Asie. Le Canada et l'Alberta en détiendraient des parts égales, Pembina Pipeline en est l'investisseur privé, la Corporation Trans Mountain dirige le développement, et une participation d'au moins 10 % serait offerte aux communautés autochtones, financée par des garanties de prêt. Le coût est estimé entre 35,2 et 43,7 milliards de dollars. Soumis au Bureau des grands projets fédéral le 2 juillet 2026, il a été inscrit le 1er octobre 2026 comme premier projet d'intérêt national à l'annexe 1 de la Loi visant à bâtir le Canada; le Bureau des grands projets doit en arrêter les conditions d'ici le 1er septembre 2027. Aucune décision finale d'investissement n'a été prise; la construction pourrait commencer dès 2027, et le pétrole circuler d'ici 2034.", "commodity": "oil", "direction": "tidewater", "province": "AB/BC", "capacity": 1000, "capacity_unit": "kb/d", "status": "listed", "fid_date": null, "in_service_date": "2034", "needs_new_laws": true, "owners": [ { "actor": "pembina-pipeline", "share_pct": 10, "as_of": "2026-09-27", "source": "canada-en-privy-council-major-projects-office-projects-national-west" }, { "actor": "trans-mountain-corp", "share_pct": 45, "as_of": "2026-09-27", "source": "canada-en-privy-council-major-projects-office-projects-national-west" }, { "actor": "apmc", "share_pct": 45, "as_of": "2026-09-27", "source": "canada-en-privy-council-major-projects-office-projects-national-west" } ] }, { "slug": "trans-mountain", "url": "https://carnet49.ca/project/trans-mountain/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/trans-mountain/", "name": "Trans Mountain (TMX), existing system", "name_fr": "Trans Mountain (TMX), réseau existant", "summary": "The federally owned Trans Mountain oil pipeline from Alberta to the BC coast, with capacity of about 890,000 barrels a day since its expansion entered service in May 2024; most of its oil is loaded on tankers at Burnaby, and part goes to refineries in Washington State. It carried an average of 761,000 barrels a day in 2025, at 85% utilization (Canada Energy Regulator). A binding open season from 7 April to 2 June 2026 sought more long-term contracts, and on 22 September 2026 Ottawa offered Indigenous groups along the line a collective 15% equity stake financed by a low-cost government loan.", "summary_fr": "L'oléoduc Trans Mountain, propriété fédérale, de l'Alberta à la côte de la Colombie-Britannique, d'une capacité d'environ 890 000 barils par jour depuis la mise en service de son agrandissement en mai 2024; l'essentiel du pétrole est chargé sur des pétroliers à Burnaby, et une partie va à des raffineries de l'État de Washington. Il a transporté en moyenne 761 000 barils par jour en 2025, à un taux d'utilisation de 85 % (Régie de l'énergie du Canada). Un appel de soumissions ferme, du 7 avril au 2 juin 2026, visait de nouveaux contrats à long terme, et le 22 septembre 2026, Ottawa a offert aux groupes autochtones le long du tracé une participation collective de 15 %, financée par un prêt gouvernemental à faible coût.", "commodity": "oil", "direction": "mixed", "province": "AB/BC", "capacity": 890, "capacity_unit": "kb/d", "status": "in_service", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "trans-mountain-corp", "share_pct": 100, "as_of": "2018-08-31", "source": "finance-canada-tmx-purchase-speech-2018-05-29" } ] }, { "slug": "tmx-dra", "url": "https://carnet49.ca/project/tmx-dra/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/tmx-dra/", "name": "Trans Mountain drag-reducing agent project", "name_fr": "Projet d'agent réducteur de friction de Trans Mountain", "summary": "Trans Mountain project that injects more drag-reducing agent at 12 existing pump stations to raise the pipeline's throughput by up to about 10%, or roughly 90,000 barrels a day, without new pipe. The Canada Energy Regulator approved it on June 4, 2026 (Order XO-005-2026); Trans Mountain scheduled construction for June to October 2026 and operations from October 2026. The extra oil goes to the Westridge terminal near Vancouver for export by tanker and to the Puget Sound line serving Washington State refineries; Trans Mountain has not published the split.", "summary_fr": "Projet de Trans Mountain qui injecte davantage d'agent réducteur de friction dans 12 stations de pompage existantes afin d'accroître le débit du pipeline d'au plus 10 % environ, soit à peu près 90 000 barils par jour, sans nouvelle conduite. La Régie de l'énergie du Canada l'a approuvé le 4 juin 2026 (ordonnance XO-005-2026); Trans Mountain a prévu les travaux de juin à octobre 2026 et l'exploitation à partir d'octobre 2026. Le pétrole supplémentaire va au terminal Westridge, près de Vancouver, pour l'exportation par pétrolier, et à la canalisation de Puget Sound qui dessert des raffineries de l'État de Washington; Trans Mountain n'a pas publié la répartition.", "commodity": "oil", "direction": "tidewater", "province": "AB/BC", "capacity": 90, "capacity_unit": "kb/d", "status": "under_construction", "fid_date": null, "in_service_date": "2026", "needs_new_laws": false, "owners": [] }, { "slug": "lng-canada-phase-1", "url": "https://carnet49.ca/project/lng-canada-phase-1/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/lng-canada-phase-1/", "name": "LNG Canada Phase 1", "name_fr": "LNG Canada – phase 1", "summary": "LNG export terminal at Kitimat, BC, with capacity of 14 million tonnes a year, owned by a joint venture of Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi and KOGAS. It shipped its first cargo on June 30, 2025. According to the Canada Energy Regulator, all of its 2025 exports went to East Asia.", "summary_fr": "Terminal d'exportation de GNL à Kitimat, en Colombie-Britannique, d'une capacité de 14 millions de tonnes par année, appartenant à une coentreprise formée de Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi et KOGAS. Il a expédié sa première cargaison le 30 juin 2025. Selon la Régie de l'énergie du Canada, toutes ses exportations de 2025 sont allées en Asie de l'Est.", "commodity": "lng", "direction": "tidewater", "province": "BC", "capacity": 14, "capacity_unit": "Mtpa", "status": "in_service", "fid_date": "2018", "in_service_date": "2025-06-30", "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "midocean-energy", "share_pct": 5, "as_of": "2025-12-17", "source": "eigpartners-eigs-midocean-energy-completes-acquisition-of-interest-in" }, { "actor": "petrochina", "share_pct": 15, "as_of": "2026-09-22", "source": "worldoil-adnoc-xrg-lng-canada-2026-09-22" } ] }, { "slug": "lng-canada-phase-2", "url": "https://carnet49.ca/project/lng-canada-phase-2/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/lng-canada-phase-2/", "name": "LNG Canada Phase 2", "name_fr": "LNG Canada – phase 2", "summary": "Expansion of LNG Canada's export terminal at Kitimat, BC: two more trains add about 14 million tonnes a year, doubling capacity to 28 million tonnes a year. Referred to the Major Projects Office on September 11, 2025. The joint-venture partners (Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi and KOGAS) took the final investment decision on September 29, 2026 (LNG Canada's release is dated September 28), while Bill C-39 was still before Parliament and the Mega Deduction was still a draft proposal. The Prime Minister's Office and the Major Projects Office put the investment at $33 billion; Shell expects commercial operations in the early 2030s. The decision lets five First Nations, through MNT Investments LP, invest up to C$1 billion for a majority stake in the Phase 2 LNG storage tank. TC Energy said Coastal GasLink Phase 2, which adds compressor stations to nearly double the pipeline's capacity, will proceed. Each partner is responsible for taking its own share of the output (equity lifting); the announcements name no third-party buyers for Phase 2 output.", "summary_fr": "Agrandissement du terminal d'exportation de LNG Canada à Kitimat, en Colombie-Britannique : deux trains de plus ajoutent environ 14 millions de tonnes par année, ce qui double la capacité pour la porter à 28 millions de tonnes par année. Soumis au Bureau des grands projets le 11 septembre 2025. Les partenaires de la coentreprise (Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi et KOGAS) ont pris la décision finale d'investissement le 29 septembre 2026 (le communiqué de LNG Canada est daté du 28 septembre), alors que le projet de loi C-39 était encore à l'étude au Parlement et que la Mégadéduction à la productivité n'était encore qu'un avant-projet. Le Cabinet du premier ministre et le Bureau des grands projets évaluent l'investissement à 33 milliards de dollars; Shell prévoit le début de l'exploitation commerciale au début des années 2030. La décision permet à cinq Premières Nations, par l'intermédiaire de MNT Investments LP, d'investir jusqu'à 1 milliard de dollars canadiens pour acquérir une participation majoritaire dans le réservoir de stockage de GNL de la phase 2. Selon TC Énergie, la phase 2 de Coastal GasLink, qui ajoute des stations de compression pour presque doubler la capacité du gazoduc, ira de l'avant. Chaque partenaire est responsable de l'enlèvement de sa propre part de la production; les annonces ne nomment aucun acheteur tiers pour la production de la phase 2.", "commodity": "lng", "direction": "tidewater", "province": "BC", "capacity": 14, "capacity_unit": "Mtpa", "status": "under_construction", "fid_date": "2026-09-29", "in_service_date": null, "needs_new_laws": true, "owners": [] }, { "slug": "ksi-lisims-lng", "url": "https://carnet49.ca/project/ksi-lisims-lng/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/ksi-lisims-lng/", "name": "Ksi Lisims LNG", "name_fr": "Ksi Lisims LNG", "summary": "Proposed floating LNG export project with capacity of 12 million tonnes a year on Nisga'a Nation land at Pearse Island, BC, co-developed by the Nisga'a Nation, Rockies LNG and Houston-based Western LNG, with gas to come through the proposed Prince Rupert Gas Transmission pipeline. It received its federal and provincial environmental approvals on September 15, 2025 and was referred to the federal Major Projects Office on November 13, 2025; no final investment decision had been taken by late September 2026. Announced buyers total 8 million tonnes a year: Shell (2, sale and purchase agreement finalized January 2024), TotalEnergies (2, May 2025, conditional on the investment decision), Uniper (2, signed July 2026, deliveries from 2032), and non-binding deals with SEFE (1, May 2026) and Santos (1, September 2026). None of the announced buyers is a US company, and Uniper's volumes can go to any destination.", "summary_fr": "Projet d'exportation de GNL flottant d'une capacité de 12 millions de tonnes par année, sur les terres de la Nation Nisga'a à l'île Pearse, en Colombie-Britannique, mené conjointement par la Nation Nisga'a, Rockies LNG et Western LNG, une entreprise de Houston; le gaz viendrait par le gazoduc proposé Prince Rupert Gas Transmission. Il a obtenu ses approbations environnementales fédérale et provinciale le 15 septembre 2025 et a été soumis au Bureau des grands projets fédéral le 13 novembre 2025; aucune décision finale d'investissement n'avait été prise à la fin de septembre 2026. Les acheteurs annoncés totalisent 8 millions de tonnes par année : Shell (2, contrat d'achat et de vente finalisé en janvier 2024), TotalEnergies (2, mai 2025, sous réserve de la décision d'investissement), Uniper (2, signé en juillet 2026, livraisons à partir de 2032), et des ententes non contraignantes avec SEFE (1, mai 2026) et Santos (1, septembre 2026). Aucun des acheteurs annoncés n'est une entreprise américaine, et les volumes d'Uniper peuvent aller vers n'importe quelle destination.", "commodity": "lng", "direction": "tidewater", "province": "BC", "capacity": 12, "capacity_unit": "Mtpa", "status": "approved", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": true, "owners": [] }, { "slug": "cedar-lng", "url": "https://carnet49.ca/project/cedar-lng/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/cedar-lng/", "name": "Cedar LNG", "name_fr": "Cedar LNG", "summary": "Floating LNG export facility near Kitimat, BC, with capacity of 3.3 million tonnes a year, majority-owned by the Haisla Nation with Pembina Pipeline; the estimated cost is US$4 billion and the final investment decision was taken on June 25, 2024. The floating unit was more than half built by mid-2026, and start-up is expected in late 2028. ARC Resources has contracted about 1.5 million tonnes a year of the capacity and sold all of it to ExxonMobil LNG Asia Pacific at international prices, a deal ExxonMobil said gives it access to Asian markets; Shell completed its purchase of ARC on September 2, 2026.", "summary_fr": "Installation flottante d'exportation de GNL près de Kitimat, en Colombie-Britannique, d'une capacité de 3,3 millions de tonnes par année, détenue majoritairement par la Nation Haisla avec Pembina Pipeline; le coût est estimé à 4 milliards de dollars américains, et la décision finale d'investissement a été prise le 25 juin 2024. L'unité flottante était construite à plus de la moitié au milieu de 2026, et la mise en service est prévue à la fin de 2028. ARC Resources a réservé environ 1,5 million de tonnes par année de la capacité et a tout vendu à ExxonMobil LNG Asia Pacific aux prix internationaux, une entente qui, selon ExxonMobil, lui donne accès aux marchés asiatiques; Shell a conclu son acquisition d'ARC le 2 septembre 2026.", "commodity": "lng", "direction": "tidewater", "province": "BC", "capacity": 3.3, "capacity_unit": "Mtpa", "status": "under_construction", "fid_date": "2024", "in_service_date": "2028", "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "pembina-pipeline", "share_pct": 49.9, "as_of": "2024-06-25", "source": "pembina-cedar-lng-fid-2024-06-25" }, { "actor": "haisla-nation", "share_pct": 50.1, "as_of": "2024-06-25", "source": "pembina-cedar-lng-fid-2024-06-25" } ] }, { "slug": "woodfibre-lng", "url": "https://carnet49.ca/project/woodfibre-lng/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/woodfibre-lng/", "name": "Woodfibre LNG", "name_fr": "Woodfibre LNG", "summary": "LNG export terminal near Squamish, BC, with capacity of 2.1 million tonnes a year and liquefaction run on electricity, owned 70% by Pacific Energy (Singapore) and 30% by Enbridge. The company reported it more than 65% complete in May 2026, with completion expected in 2027. BP has contracted all of its output for 15 years on a free-on-board basis, so BP decides where the cargoes go.", "summary_fr": "Terminal d'exportation de GNL près de Squamish, en Colombie-Britannique, d'une capacité de 2,1 millions de tonnes par année, dont la liquéfaction fonctionne à l'électricité, détenu à 70 % par Pacific Energy (Singapour) et à 30 % par Enbridge. L'entreprise le disait achevé à plus de 65 % en mai 2026, avec une mise en service prévue en 2027. BP a réservé toute sa production pendant 15 ans, franco à bord : c'est donc BP qui décide où vont les cargaisons.", "commodity": "lng", "direction": "tidewater", "province": "BC", "capacity": 2.1, "capacity_unit": "Mtpa", "status": "under_construction", "fid_date": "2022", "in_service_date": "2027", "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "pacific-energy", "share_pct": 70, "as_of": "2026-09-27", "source": "enbridge-woodfibre-partnership-complete-2022-11-29" }, { "actor": "enbridge", "share_pct": 30, "as_of": "2026-09-27", "source": "enbridge-woodfibre-partnership-complete-2022-11-29" } ] }, { "slug": "roberts-bank-terminal-2", "url": "https://carnet49.ca/project/roberts-bank-terminal-2/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/roberts-bank-terminal-2/", "name": "Roberts Bank Terminal 2", "name_fr": "Terminal 2 de Roberts Bank", "summary": "A new container terminal at Roberts Bank in Delta, BC, with capacity of about 2.4 million TEU a year, federally approved in April 2023. The Vancouver Fraser Port Authority named the TerraMarine consortium (FlatironDragados, Van Oord, Aecon and Carlson) preferred proponent for the landmass and wharf in July 2026; financial close is expected in late 2027, land reclamation from 2028 and operations in the mid-2030s.", "summary_fr": "Nouveau terminal à conteneurs à Roberts Bank, à Delta (C.-B.), d'une capacité d'environ 2,4 millions d'EVP par année, approuvé par le gouvernement fédéral en avril 2023. L'Administration portuaire Vancouver-Fraser a désigné en juillet 2026 le consortium TerraMarine (FlatironDragados, Van Oord, Aecon et Carlson) promoteur privilégié pour le remblai et le quai; la clôture financière est prévue à la fin de 2027, le remblayage à partir de 2028 et l'exploitation au milieu des années 2030.", "commodity": "port", "direction": "tidewater", "province": "BC", "capacity": 2400000, "capacity_unit": "TEU/yr", "status": "approved", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [] }, { "slug": "westshore-potash", "url": "https://carnet49.ca/project/westshore-potash/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/westshore-potash/", "name": "Westshore Terminals potash facility (for BHP Jansen)", "name_fr": "Installation de potasse de Westshore Terminals (pour Jansen de BHP)", "summary": "A potash handling facility being built at Westshore Terminals in Delta, BC, to export potash from BHP's Jansen mine; completion was expected in fall 2026. BHP's rail agreements with CN and CPKC (June 2026) carry Jansen potash to the terminal.", "summary_fr": "Installation de manutention de potasse en construction à Westshore Terminals, à Delta (C.-B.), pour exporter la potasse de la mine Jansen de BHP; l'achèvement était prévu à l'automne 2026. Les ententes ferroviaires de BHP avec le CN et le CPKC (juin 2026) acheminent la potasse de Jansen jusqu'au terminal.", "commodity": "potash", "direction": "tidewater", "province": "BC", "capacity": 4.5, "capacity_unit": "Mtpa", "status": "under_construction", "fid_date": null, "in_service_date": "2026", "needs_new_laws": false, "owners": [] }, { "slug": "bhp-jansen", "url": "https://carnet49.ca/project/bhp-jansen/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/bhp-jansen/", "name": "BHP Jansen potash mine", "name_fr": "Mine de potasse Jansen de BHP", "summary": "BHP's Jansen potash mine in Saskatchewan, built in two stages toward about 8.5 million tonnes a year. In January 2026 BHP raised the Stage 1 estimate to US$8.4 billion (US$5.7 billion at approval in 2021), with first production by mid-2027; Stage 1 was 84% complete at 30 June 2026. In June 2026 it raised Stage 2 to US$6.9 billion, with first production late in its 2031 financial year, and said it expected an impairment of about US$2.3 billion. BHP signed rail agreements with CN and CPKC in June 2026 to carry Jansen potash to Westshore Terminals in Delta, BC, for export.", "summary_fr": "La mine de potasse Jansen de BHP, en Saskatchewan, construite en deux phases pour atteindre environ 8,5 millions de tonnes par année. En janvier 2026, BHP a porté l'estimation de la phase 1 à 8,4 G$ US (5,7 G$ US à l'approbation en 2021), avec une première production d'ici le milieu de 2027; la phase 1 était achevée à 84 % au 30 juin 2026. En juin 2026, BHP a porté la phase 2 à 6,9 G$ US, avec une première production à la fin de son exercice 2031, et dit prévoir une dépréciation d'environ 2,3 G$ US. BHP a signé en juin 2026 des ententes ferroviaires avec le CN et le CPKC pour transporter la potasse de Jansen jusqu'à Westshore Terminals, à Delta (C.-B.), pour l'exportation.", "commodity": "potash", "direction": "mixed", "province": "SK", "capacity": 8.5, "capacity_unit": "Mtpa", "status": "under_construction", "fid_date": null, "in_service_date": "2027", "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "bhp", "share_pct": 100, "as_of": "2026-06-30", "source": null } ] }, { "slug": "nutrien-longview", "url": "https://carnet49.ca/project/nutrien-longview/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/nutrien-longview/", "name": "Nutrien potash export terminal, Longview WA (US port)", "name_fr": "Terminal d'exportation de potasse de Nutrien à Longview (port américain)", "summary": "A proposed potash export terminal of 5 to 6 million tonnes a year at the Port of Longview, Washington, which Nutrien chose in November 2025 over Canadian ports, citing labour, rail-connected logistics, economics and access to customers; Nutrien put its cost at $500 million to $1 billion and expects a final investment decision in 2027. Transport Minister Steven MacKinnon said he was disappointed and hoped to change the company's mind.", "summary_fr": "Projet de terminal d'exportation de potasse de 5 à 6 millions de tonnes par année au port de Longview, dans l'État de Washington, que Nutrien a choisi en novembre 2025 plutôt qu'un port canadien, invoquant la main-d'œuvre, la logistique ferroviaire, la rentabilité et l'accès à la clientèle; Nutrien en estime le coût entre 500 M$ et 1 G$ et prévoit une décision finale d'investissement en 2027. Le ministre des Transports, Steven MacKinnon, s'est dit déçu et a dit espérer faire changer d'avis l'entreprise.", "commodity": "potash", "direction": "mixed", "province": "WA (US)", "capacity": 5.5, "capacity_unit": "Mtpa", "status": "proposed", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "nutrien", "share_pct": null, "as_of": "2025-11", "source": null } ] }, { "slug": "north-coast-transmission-line", "url": "https://carnet49.ca/project/north-coast-transmission-line/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/north-coast-transmission-line/", "name": "North Coast Transmission Line (BC)", "name_fr": "Ligne de transport d'électricité de la côte Nord (C.-B.)", "summary": "BC Hydro's North Coast Transmission Line, which would more than double the power that can be sent from Prince George to Terrace and beyond, for LNG plants, mines and other projects in northwest BC. BC's Bill 14 exempted it from the Environmental Assessment Act (in force 1 July 2025); a ministerial order under the Utilities Commission Act (B.C. Reg. 228/2025), relying on Bill 31's framework for First Nations co-ownership of the line, exempted BC Hydro from needing a certificate of public convenience and necessity for it (8 December 2025); and it was referred to the Major Projects Office on 13 November 2025. Under the Canada–British Columbia Cooperative Prosperity Agreement (2 July 2026), Ottawa will provide C$3.9 billion toward Phases 1 and 2. Construction began on 3 September 2026; the province estimates the first two phases at roughly C$6 billion.", "summary_fr": "La ligne de transport d'électricité de la côte Nord de BC Hydro, qui ferait plus que doubler l'électricité pouvant être acheminée de Prince George à Terrace et au-delà, pour des usines de GNL, des mines et d'autres projets du nord-ouest de la Colombie-Britannique. Le projet de loi 14 de la province l'a soustraite à la Environmental Assessment Act (en vigueur le 1er juillet 2025); un arrêté ministériel pris en vertu de la Utilities Commission Act (B.C. Reg. 228/2025), qui s'appuie sur le cadre de copropriété de la ligne avec les Premières Nations créé par le projet de loi 31, a dispensé BC Hydro du certificat de commodité et de nécessité publiques pour cette ligne (8 décembre 2025); et elle a été confiée au Bureau des grands projets le 13 novembre 2025. En vertu de l'Accord de prospérité coopérative Canada–Colombie-Britannique (2 juillet 2026), Ottawa fournira 3,9 G$ pour les phases 1 et 2. Les travaux ont commencé le 3 septembre 2026; la province estime les deux premières phases à environ 6 G$.", "commodity": "electricity", "direction": "domestic", "province": "BC", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "under_construction", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": true, "owners": [ { "actor": "bc-hydro", "share_pct": null, "as_of": "2026-09-03", "source": null } ] }, { "slug": "contrecoeur-terminal", "url": "https://carnet49.ca/project/contrecoeur-terminal/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/contrecoeur-terminal/", "name": "Contrecoeur container terminal (Port of Montreal)", "name_fr": "Terminal à conteneurs de Contrecœur (port de Montréal)", "summary": "A new container terminal at Contrecœur for the Port of Montreal, designed to handle 1.15 million TEU a year and to be fully operational by 2030. It was among the first five projects referred to the Major Projects Office (11 September 2025). In-water construction began on 14 August 2026, and dredging is to start in 2027. Financing includes a C$1.16 billion Canada Infrastructure Bank loan announced in April 2026, C$130 million from Quebec and C$150 million from Transport Canada.", "summary_fr": "Nouveau terminal à conteneurs du port de Montréal à Contrecœur, conçu pour traiter 1,15 million d'EVP par année et être pleinement opérationnel d'ici 2030. Il faisait partie des cinq premiers projets confiés au Bureau des grands projets (11 septembre 2025). Les travaux en milieu aquatique ont commencé le 14 août 2026, et le dragage doit commencer en 2027. Le financement comprend un prêt de 1,16 G$ de la Banque de l'infrastructure du Canada annoncé en avril 2026, 130 M$ du Québec et 150 M$ de Transports Canada.", "commodity": "port", "direction": "tidewater", "province": "QC", "capacity": 1150000, "capacity_unit": "TEU/yr", "status": "under_construction", "fid_date": null, "in_service_date": "2030", "needs_new_laws": true, "owners": [] }, { "slug": "sept-iles-labrador-trough", "url": "https://carnet49.ca/project/sept-iles-labrador-trough/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/sept-iles-labrador-trough/", "name": "Labrador Trough Corridor strategy (Sept-Îles)", "name_fr": "Stratégie du corridor de la fosse du Labrador (Sept-Îles)", "summary": "The Labrador Trough Clean Power, Critical Minerals and Infrastructure Corridor, a strategy to build the mining, energy and trade infrastructure of the Labrador Trough, a mining belt of about 1,100 kilometres across Quebec and Labrador that holds most of Canada's high-purity iron ore and connects to world markets through the Port of Sept-Îles. Ottawa referred it to the Major Projects Office as a transformative strategy on 17 August 2026, the day Hydro-Québec and Newfoundland and Labrador Hydro signed the cooperation agreement on Gull Island and Churchill Falls that is to supply the region with more electricity (Major Projects Office).", "summary_fr": "Le corridor d'énergie propre, de minéraux critiques et d'infrastructure de la fosse du Labrador, une stratégie visant à bâtir les infrastructures minières, énergétiques et commerciales de la fosse du Labrador, une ceinture minière d'environ 1 100 kilomètres au Québec et au Labrador qui renferme la majorité du minerai de fer de haute pureté du Canada et qui est reliée aux marchés mondiaux par le port de Sept-Îles. Ottawa l'a confiée au Bureau des grands projets à titre de stratégie de transformation le 17 août 2026, jour où Hydro-Québec et Hydro Terre-Neuve-et-Labrador ont signé l'entente de coopération sur Gull Island et Churchill Falls qui doit accroître l'approvisionnement en électricité de la région (Bureau des grands projets).", "commodity": "iron_ore", "direction": "tidewater", "province": "QC/NL", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "referred", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [] }, { "slug": "enbridge-mainline", "url": "https://carnet49.ca/project/enbridge-mainline/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/enbridge-mainline/", "name": "Enbridge Mainline (existing)", "name_fr": "Canalisation principale d'Enbridge (existante)", "summary": "Enbridge's Mainline, the largest system carrying crude oil from western Canada to the United States. At the ex-Gretna point on the Manitoba border it carried 3.08 million barrels a day in 2025 against average available capacity of 3.23 million (95.2% utilization), and it was apportioned (oversubscribed) in most months of 2025 (Canada Energy Regulator).", "summary_fr": "La canalisation principale d'Enbridge, le plus grand réseau de transport de pétrole brut de l'Ouest canadien vers les États-Unis. Au point de sortie de Gretna, à la frontière du Manitoba, elle a transporté 3,08 millions de barils par jour en 2025 pour une capacité disponible moyenne de 3,23 millions (utilisation de 95,2 %), et elle a été soumise à des répartitions (demande supérieure à la capacité) la plupart des mois de 2025 (Régie de l'énergie du Canada).", "commodity": "oil", "direction": "south", "province": "AB", "capacity": 3230, "capacity_unit": "kb/d", "status": "in_service", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "enbridge", "share_pct": null, "as_of": "2024-10", "source": "cer-pipeline-profile-enbridge-mainline" } ] }, { "slug": "keystone", "url": "https://carnet49.ca/project/keystone/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/keystone/", "name": "Keystone (existing)", "name_fr": "Keystone (existant)", "summary": "The Keystone pipeline, operated by South Bow, carrying crude oil from Alberta to the United States. It carried an average of 585,000 barrels a day in 2025, down from a record 624,000 in 2024, against available capacity of about 607,000 (Canada Energy Regulator).", "summary_fr": "L'oléoduc Keystone, exploité par South Bow, qui transporte du pétrole brut de l'Alberta vers les États-Unis. Il a transporté en moyenne 585 000 barils par jour en 2025, contre un sommet de 624 000 en 2024, pour une capacité disponible d'environ 607 000 (Régie de l'énergie du Canada).", "commodity": "oil", "direction": "south", "province": "AB", "capacity": 607, "capacity_unit": "kb/d", "status": "in_service", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "south-bow", "share_pct": null, "as_of": "2024-10", "source": "cer-pipeline-profile-keystone" } ] }, { "slug": "enbridge-mlo-phase-1", "url": "https://carnet49.ca/project/enbridge-mlo-phase-1/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/enbridge-mlo-phase-1/", "name": "Enbridge Mainline Optimization Phase 1", "name_fr": "Optimisation du réseau principal d'Enbridge – phase 1", "summary": "Enbridge expansion adding 150,000 barrels a day of Mainline capacity from western Canada to the US border, plus 100,000 barrels a day on the Flanagan South pipeline inside the US, to carry Canadian heavy oil to Midwest and Gulf Coast refiners. Enbridge took the final investment decision on November 14, 2025; the cost is about US$1.4 billion and the capacity is expected in 2027. A second phase of 250,000 barrels a day was postponed in July 2026.", "summary_fr": "Agrandissement d'Enbridge qui ajoute 150 000 barils par jour de capacité au réseau principal, de l'Ouest canadien jusqu'à la frontière américaine, plus 100 000 barils par jour sur le pipeline Flanagan South, aux États-Unis, pour acheminer du pétrole lourd canadien vers des raffineurs du Midwest et de la côte du golfe du Mexique. Enbridge a pris la décision finale d'investissement le 14 novembre 2025; le coût est d'environ 1,4 milliard de dollars américains, et la capacité est attendue en 2027. Une deuxième phase de 250 000 barils par jour a été reportée en juillet 2026.", "commodity": "oil", "direction": "south", "province": "AB", "capacity": 150, "capacity_unit": "kb/d", "status": "fid", "fid_date": "2025-11-14", "in_service_date": "2027", "needs_new_laws": false, "owners": [] }, { "slug": "enbridge-mlo-phase-2", "url": "https://carnet49.ca/project/enbridge-mlo-phase-2/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/enbridge-mlo-phase-2/", "name": "Enbridge Mainline Optimization Phase 2", "name_fr": "Optimisation de la canalisation principale d'Enbridge, phase 2", "summary": "The second phase of Enbridge's Mainline Optimization, which would add about 250,000 barrels a day of export capacity from Alberta toward the United States by the end of 2028. Enbridge postponed it on 31 July 2026 because Canadian producers had not committed; coverage cited oil-price volatility and the non-binding federal–Alberta energy agreement. Phase 1 (about 150,000 barrels a day) reached a final investment decision in November 2025.", "summary_fr": "La deuxième phase de l'optimisation de la canalisation principale d'Enbridge, qui ajouterait environ 250 000 barils par jour de capacité d'exportation de l'Alberta vers les États-Unis d'ici la fin de 2028. Enbridge l'a reportée le 31 juillet 2026, faute d'engagement des producteurs canadiens; les médias ont évoqué la volatilité des prix du pétrole et le caractère non contraignant de l'entente énergétique fédérale-albertaine. La phase 1 (environ 150 000 barils par jour) a fait l'objet d'une décision finale d'investissement en novembre 2025.", "commodity": "oil", "direction": "south", "province": "AB", "capacity": 250, "capacity_unit": "kb/d", "status": "postponed", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "enbridge", "share_pct": 100, "as_of": "2026-07-31", "source": null } ] }, { "slug": "prairie-connector", "url": "https://carnet49.ca/project/prairie-connector/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/prairie-connector/", "name": "Prairie Connector (South Bow / Bridger, partial Keystone XL revival)", "name_fr": "Prairie Connector (South Bow / Bridger, relance partielle de Keystone XL)", "summary": "South Bow's proposed pipeline of about 530 km (about 380 km of new 36-inch pipe plus 150 km of preserved Keystone XL pipe) from Hardisty, Alberta, to the Montana border, where it would connect to Bridger Pipeline's planned line to Guernsey, Wyoming, and on to Cushing, Oklahoma, through the Liberty Bridge joint venture. Its open season, which closed on March 30, 2026, secured 20-year binding commitments from nine shippers for 465,000 barrels a day to US delivery points. The US presidential permit for the Bridger border crossing was signed on April 30, 2026, and a US environmental review of the Bridger line is under way; South Bow targets a final investment decision in mid-2027 and service in 2029.", "summary_fr": "Projet de pipeline de South Bow d'environ 530 km (environ 380 km de nouvelle conduite de 36 pouces et 150 km de conduite conservée de Keystone XL), de Hardisty, en Alberta, jusqu'à la frontière du Montana, où il se raccorderait à la canalisation prévue de Bridger Pipeline vers Guernsey, au Wyoming, puis jusqu'à Cushing, en Oklahoma, par l'intermédiaire de la coentreprise Liberty Bridge. Son appel de soumissions, clos le 30 mars 2026, a obtenu des engagements fermes de 20 ans de neuf expéditeurs pour 465 000 barils par jour vers des points de livraison aux États-Unis. Le permis présidentiel américain pour le passage frontalier de Bridger a été signé le 30 avril 2026, et une évaluation environnementale américaine de la canalisation de Bridger est en cours; South Bow vise une décision finale d'investissement au milieu de 2027 et une mise en service en 2029.", "commodity": "oil", "direction": "south", "province": "AB", "capacity": 550, "capacity_unit": "kb/d (design capacity of the connecting Bridger line; 465 kb/d under firm 20-year contracts)", "status": "proposed", "fid_date": null, "in_service_date": "2029", "needs_new_laws": false, "owners": [] }, { "slug": "gas-export-pipelines", "url": "https://carnet49.ca/project/gas-export-pipelines/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/gas-export-pipelines/", "name": "Gas export pipelines to the US (existing, aggregate)", "name_fr": "Gazoducs d'exportation vers les États-Unis (existants, ensemble)", "summary": "The pipeline systems that carry Canadian natural gas to the United States, taken together. In 2025 Canada exported about 8.6 billion cubic feet a day by pipeline, nearly all of it to the US (Canada Energy Regulator).", "summary_fr": "L'ensemble des réseaux de gazoducs qui acheminent le gaz naturel canadien vers les États-Unis. En 2025, le Canada a exporté environ 8,6 milliards de pieds cubes par jour par gazoduc, presque entièrement vers les États-Unis (Régie de l'énergie du Canada).", "commodity": "gas", "direction": "south", "province": "AB/BC", "capacity": 8.6, "capacity_unit": "Bcf/d (2025 exports)", "status": "in_service", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": false, "owners": [] }, { "slug": "necec", "url": "https://carnet49.ca/project/necec/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/necec/", "name": "New England Clean Energy Connect (NECEC)", "name_fr": "New England Clean Energy Connect (NECEC)", "summary": "1,200 MW high-voltage direct-current line carrying Hydro-Québec power through Maine into the New England grid, under 20-year contracts with Massachusetts utilities for about 9.55 TWh a year. It entered commercial operation on January 16, 2026. Deliveries were interrupted several times in its first months, and in September 2026 the Massachusetts utilities and Hydro-Québec took a payment dispute over the shortfalls to court.", "summary_fr": "Ligne à courant continu à haute tension de 1 200 MW qui achemine l'électricité de Hydro-Québec à travers le Maine jusqu'au réseau de la Nouvelle-Angleterre, en vertu de contrats de 20 ans avec des services publics du Massachusetts pour environ 9,55 TWh par année. Elle est entrée en exploitation commerciale le 16 janvier 2026. Les livraisons ont été interrompues à plusieurs reprises pendant ses premiers mois et, en septembre 2026, les services publics du Massachusetts et Hydro-Québec ont porté devant les tribunaux un différend de paiement lié à ces manques.", "commodity": "electricity", "direction": "south", "province": "QC", "capacity": 1200, "capacity_unit": "MW", "status": "in_service", "fid_date": null, "in_service_date": "2026-01-16", "needs_new_laws": false, "owners": [] }, { "slug": "chpe", "url": "https://carnet49.ca/project/chpe/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/chpe/", "name": "Champlain Hudson Power Express (CHPE)", "name_fr": "Champlain Hudson Power Express (CHPE)", "summary": "1,250 MW high-voltage direct-current line, buried underground and underwater, carrying Hydro-Québec power from the Quebec border to New York City. It entered commercial operation on May 13, 2026. Hydro-Québec's 25-year contract with the New York State Energy Research and Development Authority took effect on June 1, 2026, for about 10.4 TWh a year.", "summary_fr": "Ligne à courant continu à haute tension de 1 250 MW, enfouie sous terre et sous l'eau, qui achemine l'électricité de Hydro-Québec de la frontière du Québec jusqu'à New York. Elle est entrée en exploitation commerciale le 13 mai 2026. Le contrat de 25 ans de Hydro-Québec avec la New York State Energy Research and Development Authority est entré en vigueur le 1er juin 2026, pour environ 10,4 TWh par année.", "commodity": "electricity", "direction": "south", "province": "QC", "capacity": 1250, "capacity_unit": "MW", "status": "in_service", "fid_date": null, "in_service_date": "2026-05-13", "needs_new_laws": false, "owners": [] }, { "slug": "churchill-falls-gull-island", "url": "https://carnet49.ca/project/churchill-falls-gull-island/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/churchill-falls-gull-island/", "name": "Churchill Falls upgrades / Gull Island", "name_fr": "Modernisation de Churchill Falls et centrale de Gull Island", "summary": "Upgrades to the existing Churchill Falls station in Labrador (about 1,275 MW) and a new Gull Island station (about 2,250 or 2,700 MW), to be held 60% by Newfoundland and Labrador Hydro and 40% by Hydro-Québec, under the mostly non-binding Definitive Cooperation and Implementation Agreement signed on 17 August 2026; new power contracts for the existing plant would run from 2027 to 2077. The parties aim to sign the final agreements by 31 December 2026, and the agreement ends on 31 March 2027 unless extended. Ottawa announced up to C$10 billion in federal financing and support. The power is mainly for Quebec's needs; no new line to the United States is part of the deal.", "summary_fr": "Modernisation de la centrale existante de Churchill Falls, au Labrador (environ 1 275 MW), et nouvelle centrale de Gull Island (environ 2 250 ou 2 700 MW), détenue à 60 % par Newfoundland and Labrador Hydro et à 40 % par Hydro-Québec, en vertu de l'entente définitive de coopération et de mise en œuvre, en grande partie non contraignante, signée le 17 août 2026; les nouveaux contrats d'électricité de la centrale existante couvriraient 2027 à 2077. Les parties visent la signature des ententes finales d'ici le 31 décembre 2026, et l'entente prend fin le 31 mars 2027 sauf prolongation. Ottawa a annoncé jusqu'à 10 G$ de financement et de soutien fédéraux. L'électricité est surtout destinée aux besoins du Québec; aucune nouvelle ligne vers les États-Unis ne fait partie de l'entente.", "commodity": "electricity", "direction": "domestic", "province": "NL/QC", "capacity": 3975, "capacity_unit": "MW", "status": "proposed", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "hydro-quebec", "share_pct": 40, "as_of": "2026-08-17", "source": "churchill-falls-dcia-2026-08-17" }, { "actor": "nl-hydro", "share_pct": 60, "as_of": "2026-08-17", "source": "churchill-falls-dcia-2026-08-17" } ] }, { "slug": "northern-shield-energy-corridor", "url": "https://carnet49.ca/project/northern-shield-energy-corridor/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/northern-shield-energy-corridor/", "name": "Northern Shield Energy Corridor", "name_fr": "Corridor énergétique Northern Shield", "summary": "A proposed oil pipeline corridor from Alberta to Ontario promoted by Premiers Danielle Smith and Doug Ford as a revival of the eastern route; Smith said it could eventually carry 800,000 barrels a day and extend to the Atlantic. No private company had proposed to build it (The Canadian Press, July 2026). In a July 2026 Abacus poll, 61% of Canadians supported it.", "summary_fr": "Un projet de corridor d'oléoduc de l'Alberta à l'Ontario promu par les premiers ministres Danielle Smith et Doug Ford comme une relance de la route vers l'Est; Mme Smith a dit qu'il pourrait éventuellement transporter 800 000 barils par jour et se rendre jusqu'à l'Atlantique. Aucune entreprise privée n'avait proposé de le construire (La Presse Canadienne, juillet 2026). Dans un sondage Abacus de juillet 2026, 61 % des Canadiens l'appuyaient.", "commodity": "oil", "direction": "domestic", "province": "AB/SK/MB/ON", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "proposed", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [] }, { "slug": "darlington-smr", "url": "https://carnet49.ca/project/darlington-smr/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/darlington-smr/", "name": "Darlington SMR (first unit)", "name_fr": "Petit réacteur modulaire de Darlington (première tranche)", "summary": "Ontario Power Generation's first small modular reactor at the Darlington nuclear site in Bowmanville, Ontario, approved for construction by Ontario in May 2025 and among the first five projects referred to the federal Major Projects Office on 11 September 2025. The first unit is under construction.", "summary_fr": "Premier petit réacteur modulaire d'Ontario Power Generation, sur le site nucléaire de Darlington à Bowmanville (Ontario), dont l'Ontario a approuvé la construction en mai 2025 et qui figure parmi les cinq premiers projets confiés au Bureau fédéral des grands projets le 11 septembre 2025. La première tranche est en construction.", "commodity": "electricity", "direction": "domestic", "province": "ON", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "under_construction", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "opg", "share_pct": null, "as_of": "2026-09-01", "source": "mpo-projects-referred-list-2026-09" } ] }, { "slug": "mcilvenna-bay", "url": "https://carnet49.ca/project/mcilvenna-bay/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/mcilvenna-bay/", "name": "McIlvenna Bay copper mine", "name_fr": "Mine de cuivre McIlvenna Bay", "summary": "The McIlvenna Bay copper-zinc mine in east-central Saskatchewan, developed by Foran Mining and owned by Eldorado Gold since it acquired Foran on 14 April 2026. It was among the first five projects referred to the Major Projects Office (11 September 2025). It produced its first copper concentrate in June 2026 and was ramping up toward commercial production in the third quarter of 2026 (Eldorado Gold).", "summary_fr": "La mine de cuivre et de zinc McIlvenna Bay, dans le centre-est de la Saskatchewan, mise en valeur par Foran Mining et propriété d'Eldorado Gold depuis l'acquisition de Foran le 14 avril 2026. Elle figurait parmi les cinq premiers projets confiés au Bureau des grands projets (11 septembre 2025). Elle a produit son premier concentré de cuivre en juin 2026 et montait en cadence vers la production commerciale au troisième trimestre de 2026 (Eldorado Gold).", "commodity": "critical_minerals", "direction": "mixed", "province": "SK", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "in_service", "fid_date": null, "in_service_date": "2026-06-07", "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "eldorado-gold", "share_pct": 100, "as_of": "2026-04-14", "source": "eldorado-mcilvenna-bay-first-concentrate-2026-06-08" } ] }, { "slug": "red-chris-expansion", "url": "https://carnet49.ca/project/red-chris-expansion/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/red-chris-expansion/", "name": "Red Chris mine expansion", "name_fr": "Agrandissement de la mine Red Chris", "summary": "The expansion of the Red Chris copper-gold mine in northwest British Columbia to an underground block cave, owned 70% by Newmont and 30% by Imperial Metals. It was among the first five projects referred to the Major Projects Office (11 September 2025). British Columbia granted an amended environmental assessment certificate, reached through a consent-based process with the Tahltan Nation, and an amended Mines Act permit; Ottawa committed C$500 million under the Canada–BC agreement of 2 July 2026. Newmont had not taken a final investment decision (Newmont).", "summary_fr": "L'agrandissement de la mine de cuivre et d'or Red Chris, dans le nord-ouest de la Colombie-Britannique, vers une exploitation souterraine par foudroyage en bloc, détenue à 70 % par Newmont et à 30 % par Imperial Metals. Il figurait parmi les cinq premiers projets confiés au Bureau des grands projets (11 septembre 2025). La Colombie-Britannique a accordé un certificat d'évaluation environnementale modifié, obtenu par un processus fondé sur le consentement de la Nation tahltan, et un permis modifié en vertu de la Mines Act; Ottawa s'est engagé à verser 500 M$ en vertu de l'entente Canada–Colombie-Britannique du 2 juillet 2026. Newmont n'avait pas pris de décision finale d'investissement (Newmont).", "commodity": "critical_minerals", "direction": "mixed", "province": "BC", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "approved", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "newmont", "share_pct": 70, "as_of": "2025-12-31", "source": "newmont-10k-fy2025" }, { "actor": "imperial-metals", "share_pct": 30, "as_of": "2025-12-31", "source": "newmont-10k-fy2025" } ] }, { "slug": "crawford-nickel", "url": "https://carnet49.ca/project/crawford-nickel/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/crawford-nickel/", "name": "Crawford nickel project", "name_fr": "Projet de nickel Crawford", "summary": "Canada Nickel's Crawford nickel project, an open-pit nickel-cobalt mine and mill about 42 km north of Timmins, Ontario, referred to the Major Projects Office in the second tranche of projects on 13 November 2025. The Minister of the Environment issued its federal decision statement under the Impact Assessment Act on 31 July 2026, finding its significant adverse effects justified in the public interest and setting conditions (decision statement, 31 July 2026).", "summary_fr": "Le projet de nickel Crawford de Canada Nickel, une mine de nickel-cobalt à ciel ouvert et une usine de traitement situées à environ 42 km au nord de Timmins (Ontario), confié au Bureau des grands projets dans le deuxième groupe de projets le 13 novembre 2025. Le ministre de l'Environnement a délivré sa déclaration de décision fédérale en vertu de la Loi sur l'évaluation d'impact le 31 juillet 2026, en concluant que ses effets négatifs importants sont justifiés dans l'intérêt public et en fixant des conditions (déclaration de décision, 31 juillet 2026).", "commodity": "critical_minerals", "direction": "mixed", "province": "ON", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "approved", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "canada-nickel", "share_pct": null, "as_of": "2026-09-01", "source": "mpo-projects-referred-list-2026-09" } ] }, { "slug": "nmg-matawinie-becancour", "url": "https://carnet49.ca/project/nmg-matawinie-becancour/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/nmg-matawinie-becancour/", "name": "Nouveau Monde Graphite: Matawinie mine and Bécancour plant", "name_fr": "Nouveau Monde Graphite : mine Matawinie et usine de Bécancour", "summary": "Nouveau Monde Graphite's Matawinie graphite mine at Saint-Michel-des-Saints and its planned anode plant at Bécancour, Quebec. In June 2025 the US Export-Import Bank issued a non-binding letter of interest for US$172 million, among more than US$1 billion in letters of interest; the Government of Canada has an offtake arrangement with the company (October 2025), and the project was referred to the Major Projects Office on 13 November 2025. NMG declared a final investment decision on the mine on 15 May 2026 and launched construction on 19 May; a decision on the Bécancour plant, which would supply Panasonic Energy, was targeted for the second half of 2026.", "summary_fr": "La mine de graphite Matawinie de Nouveau Monde Graphite, à Saint-Michel-des-Saints, et son usine d'anodes prévue à Bécancour (Québec). En juin 2025, l'Export-Import Bank des États-Unis a émis une lettre d'intérêt non contraignante de 172 M$ US, parmi plus de 1 G$ US de lettres d'intérêt; le gouvernement du Canada a conclu une entente d'achat avec l'entreprise (octobre 2025), et le projet a été confié au Bureau des grands projets le 13 novembre 2025. NMG a annoncé sa décision finale d'investissement sur la mine le 15 mai 2026 et lancé les travaux le 19 mai; une décision sur l'usine de Bécancour, qui approvisionnerait Panasonic Energy, était visée pour le second semestre de 2026.", "commodity": "critical_minerals", "direction": "mixed", "province": "QC", "capacity": 106, "capacity_unit": "kt/yr graphite concentrate (Matawinie); Bécancour anode plant 13 kt/yr", "status": "under_construction", "fid_date": "2026-05-15", "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "nouveau-monde-graphite", "share_pct": null, "as_of": "2026-09-27", "source": null } ] }, { "slug": "sisson-tungsten", "url": "https://carnet49.ca/project/sisson-tungsten/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/sisson-tungsten/", "name": "Sisson tungsten project", "name_fr": "Projet de tungstène Sisson", "summary": "Tungsten mine proposed in New Brunswick. It holds provincial (2015) and federal (2017) environmental approvals, and was referred to the federal Major Projects Office on November 13, 2025. It has US$15 million from the US Department of Defense under the Defense Production Act (May 1, 2025) and up to C$8.2 million from Natural Resources Canada (conditional); the stated aim is tungsten capacity for \"the United States and Canada\". An updated feasibility study (August 31, 2026) puts output at 598,000 metric tonne units of tungsten oxide a year. No buyer has been disclosed, and construction has not started.", "summary_fr": "Projet de mine de tungstène au Nouveau-Brunswick. Il détient les autorisations environnementales provinciale (2015) et fédérale (2017) et a été renvoyé au Bureau des grands projets le 13 novembre 2025. Il a obtenu 15 millions de dollars américains du département de la Défense des États-Unis en vertu de la Defense Production Act (1er mai 2025) et jusqu'à 8,2 millions de dollars de Ressources naturelles Canada (sous conditions); l'objectif déclaré est une capacité de production de tungstène pour « les États-Unis et le Canada ». Une étude de faisabilité mise à jour (31 août 2026) prévoit 598 000 unités de tonne métrique d'oxyde de tungstène par année. Aucun acheteur n'a été divulgué et la construction n'a pas commencé.", "commodity": "critical_minerals", "direction": "mixed", "province": "NB", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "approved", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "northcliff-resources", "share_pct": null, "as_of": "2026-09-27", "source": null } ] }, { "slug": "iqaluit-hydro", "url": "https://carnet49.ca/project/iqaluit-hydro/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/iqaluit-hydro/", "name": "Iqaluit hydro project", "name_fr": "Projet hydroélectrique d'Iqaluit (Nukkiksautiit)", "summary": "The Iqaluit Nukkiksautiit hydroelectric project in Nunavut, referred to the Major Projects Office in the second tranche of projects on 13 November 2025.", "summary_fr": "Le projet hydroélectrique Nukkiksautiit d'Iqaluit, au Nunavut, confié au Bureau des grands projets dans le deuxième groupe de projets le 13 novembre 2025.", "commodity": "electricity", "direction": "domestic", "province": "NU", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "referred", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "nunavut-nukkiksautiit-corp", "share_pct": null, "as_of": "2026-09-01", "source": "mpo-projects-referred-list-2026-09" } ] }, { "slug": "nwmo-dgr", "url": "https://carnet49.ca/project/nwmo-dgr/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/nwmo-dgr/", "name": "NWMO deep geological repository (Ignace / Wabigoon Lake Ojibway Nation)", "name_fr": "Dépôt géologique en profondeur de la SGDN (Ignace / Nation ojibway de Wabigoon Lake)", "summary": "The Nuclear Waste Management Organization's proposed deep geological repository for Canada's used nuclear fuel, in the Ignace and Wabigoon Lake Ojibway Nation area of northwestern Ontario. On 24 June 2026 Ottawa began the process to list it under the Building Canada Act, together with the Grays Bay Road and Port and the Mackenzie Valley Highway, with decisions targeted for fall 2026.", "summary_fr": "Le dépôt géologique en profondeur proposé par la Société de gestion des déchets nucléaires pour le combustible nucléaire irradié du Canada, dans la région d'Ignace et de la Nation ojibway de Wabigoon Lake, dans le nord-ouest de l'Ontario. Le 24 juin 2026, Ottawa a lancé le processus d'inscription en vertu de la Loi visant à bâtir le Canada, avec la route et le port de Grays Bay et la route de la vallée du Mackenzie, les décisions étant visées pour l'automne 2026.", "commodity": "other", "direction": "domestic", "province": "ON", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "referred", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "nwmo", "share_pct": null, "as_of": "2026-09-01", "source": "mpo-projects-referred-list-2026-09" } ] }, { "slug": "prince-rupert-gas-transmission", "url": "https://carnet49.ca/project/prince-rupert-gas-transmission/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/prince-rupert-gas-transmission/", "name": "Prince Rupert Gas Transmission (PRGT) pipeline for Ksi Lisims LNG", "name_fr": "Gazoduc Prince Rupert Gas Transmission (PRGT) pour Ksi Lisims LNG", "summary": "The Prince Rupert Gas Transmission pipeline would carry feed gas from northeastern BC to the proposed Ksi Lisims LNG plant; the Major Projects Office lists it as part of the Ksi Lisims project, referred on 13 November 2025. The Nisga'a Nation and Western LNG awarded the first construction contract (Surerus Murphy Joint Venture, about 193 km between Chetwynd and Mackenzie) and a subsea pipeline contract (Allseas), CBC News reported on 12 August 2026. Reported lengths differ: about 750 km (Major Projects Office) and about 900 km (CBC).", "summary_fr": "Le gazoduc Prince Rupert Gas Transmission acheminerait du gaz du nord-est de la Colombie-Britannique vers le projet Ksi Lisims LNG; le Bureau des grands projets le présente comme une composante du projet Ksi Lisims, qui lui a été confié le 13 novembre 2025. La Nation nisga'a et Western LNG ont attribué le premier contrat de construction (coentreprise Surerus Murphy, environ 193 km entre Chetwynd et Mackenzie) et un contrat de pose de la conduite sous-marine (Allseas), rapportait CBC News le 12 août 2026. Les longueurs rapportées diffèrent : environ 750 km (Bureau des grands projets) et environ 900 km (CBC).", "commodity": "gas", "direction": "tidewater", "province": "BC", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "referred", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "nisgaa-nation", "share_pct": null, "as_of": "2026-08-12", "source": null }, { "actor": "western-lng", "share_pct": null, "as_of": "2026-08-12", "source": null } ] }, { "slug": "webequie-supply-road", "url": "https://carnet49.ca/project/webequie-supply-road/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/webequie-supply-road/", "name": "Webequie Supply Road (Ring of Fire)", "name_fr": "Route d'approvisionnement de Webequie (Cercle de feu)", "summary": "A 107 km all-season gravel road between Webequie First Nation's airport and the McFaulds Lake area of Ontario's Ring of Fire, proposed by Webequie First Nation. Ottawa approved it after a federal impact assessment on 25 June 2026, setting binding conditions, and Ontario and Webequie marked the start of construction the same day. Friends of the Attawapiskat River filed for judicial review of the federal approval in Federal Court on 23 July 2026.", "summary_fr": "Route de gravier toutes saisons de 107 km entre l'aéroport de la Première Nation de Webequie et le secteur du lac McFaulds, dans le Cercle de feu en Ontario, proposée par la Première Nation de Webequie. Ottawa l'a approuvée au terme d'une évaluation d'impact fédérale le 25 juin 2026, avec des conditions contraignantes, et l'Ontario et Webequie ont marqué le début des travaux le même jour. Les Friends of the Attawapiskat River ont demandé à la Cour fédérale, le 23 juillet 2026, le contrôle judiciaire de l'approbation fédérale.", "commodity": "road", "direction": "domestic", "province": "ON", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "under_construction", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "webequie-fn", "share_pct": null, "as_of": "2026-06-25", "source": null } ] }, { "slug": "marten-falls-access-road", "url": "https://carnet49.ca/project/marten-falls-access-road/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/marten-falls-access-road/", "name": "Marten Falls Community Access Road (Ring of Fire)", "name_fr": "Route d'accès communautaire de Marten Falls (Cercle de feu)", "summary": "A 184 km all-season road with 35 bridges and culverts that would connect Marten Falls First Nation to Ontario's highway network for the first time and lead toward the Ring of Fire. Ontario and Marten Falls First Nation broke ground on 31 August 2026; the road is scheduled to open by November 2031.", "summary_fr": "Route toutes saisons de 184 km, avec 35 ponts et ponceaux, qui relierait pour la première fois la Première Nation de Marten Falls au réseau routier ontarien et mènerait vers le Cercle de feu. L'Ontario et la Première Nation de Marten Falls ont lancé les travaux le 31 août 2026; l'ouverture est prévue d'ici novembre 2031.", "commodity": "road", "direction": "domestic", "province": "ON", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "under_construction", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "marten-falls-fn", "share_pct": null, "as_of": "2026-08-31", "source": null } ] }, { "slug": "northern-road-link", "url": "https://carnet49.ca/project/northern-road-link/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/northern-road-link/", "name": "Northern Road Link (Ring of Fire)", "name_fr": "Northern Road Link (Cercle de feu)", "summary": "A proposed all-season road of about 117 to 164 kilometres in northern Ontario, put forward by Marten Falls First Nation and Webequie First Nation, that would cross the Attawapiskat River and connect the Marten Falls Community Access Road and the Webequie Supply Road, as part of a planned all-season road network linking the Ring of Fire mining area to the provincial highway system at Nakina (Impact Assessment Agency of Canada, 2023). Under Ontario's accelerated plan, pending approvals and consultation, construction is scheduled to start in spring 2028 and the road to open by November 2031 (Government of Ontario, June 2026).", "summary_fr": "Un projet de route toutes saisons d'environ 117 à 164 kilomètres dans le nord de l'Ontario, présenté par la Première Nation de Marten Falls et la Première Nation de Webequie, qui traverserait la rivière Attawapiskat et relierait la route d'accès communautaire de Marten Falls et la route d'approvisionnement de Webequie, dans le cadre d'un futur réseau de routes toutes saisons reliant la zone minière du Cercle de feu au réseau routier provincial à Nakina (Agence d'évaluation d'impact du Canada, 2023). Selon le plan accéléré de l'Ontario, sous réserve des approbations et des consultations, la construction doit commencer au printemps 2028 et la route doit ouvrir d'ici novembre 2031 (gouvernement de l'Ontario, juin 2026).", "commodity": "road", "direction": "domestic", "province": "ON", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "proposed", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "marten-falls-fn", "share_pct": null, "as_of": "2023-08", "source": "iaac-northern-road-link-engagement-plan-2023-08" }, { "actor": "webequie-fn", "share_pct": null, "as_of": "2023-08", "source": "iaac-northern-road-link-engagement-plan-2023-08" } ] }, { "slug": "nexgen-rook-i", "url": "https://carnet49.ca/project/nexgen-rook-i/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/nexgen-rook-i/", "name": "NexGen Rook I uranium mine", "name_fr": "Mine d'uranium Rook I de NexGen", "summary": "Underground uranium mine at the Arrow deposit in Saskatchewan's Athabasca Basin, designed to produce up to 30 million pounds of U3O8 a year; the 2021 feasibility study gives 239.6 million pounds of reserves and a 10.7-year mine life, and the 2024 cost update puts pre-production capital at about C$2.2 billion. The CNSC issued a site-preparation and construction licence on March 5, 2026 (operation needs a separate licence), and licensed construction began on June 8, 2026. NexGen targets first ore in the third quarter of 2030, as reported from its September 2026 investor day. All of its more than 10 million pounds of contracted sales are with US utilities.", "summary_fr": "Mine d'uranium souterraine au gisement Arrow, dans le bassin de l'Athabasca, en Saskatchewan, conçue pour produire jusqu'à 30 millions de livres d'U3O8 par année; l'étude de faisabilité de 2021 établit les réserves à 239,6 millions de livres et la durée de vie de la mine à 10,7 ans, et la mise à jour des coûts de 2024 évalue le capital de préproduction à environ 2,2 milliards de dollars canadiens. La CCSN a délivré un permis de préparation de l'emplacement et de construction le 5 mars 2026 (l'exploitation exige un permis distinct), et la construction autorisée a commencé le 8 juin 2026. NexGen vise un premier minerai au troisième trimestre de 2030, selon ce qui a été rapporté de sa journée des investisseurs de septembre 2026. La totalité de ses ventes sous contrat, plus de 10 millions de livres, est conclue avec des services publics américains.", "commodity": "uranium", "direction": "mixed", "province": "SK", "capacity": 30, "capacity_unit": "Mlb U3O8/yr (design capability)", "status": "under_construction", "fid_date": null, "in_service_date": "2030", "needs_new_laws": false, "owners": [] }, { "slug": "westcoast-pipeline", "url": "https://carnet49.ca/project/westcoast-pipeline/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/westcoast-pipeline/", "name": "Westcoast gas pipeline (Enbridge)", "name_fr": "Gazoduc Westcoast (Enbridge)", "summary": "Enbridge's Westcoast natural gas pipeline system in BC, which serves the Lower Mainland and delivers gas to the US border at Huntingdon. The Stonlasec8 Indigenous Alliance of BC First Nations bought 12.5% for about C$715 million in July 2025, backed by a C$400 million federal loan guarantee. KKR and Apollo agreed on 27 August 2026 to invest about C$2.7 billion in two expansions for an indirect 29% interest once the Sunrise expansion enters service; the deal closed on 3 September 2026. Enbridge keeps majority ownership and control.", "summary_fr": "Le réseau de gazoducs Westcoast d'Enbridge, en Colombie-Britannique, qui dessert le Lower Mainland et livre du gaz à la frontière américaine à Huntingdon. L'alliance autochtone Stonlasec8, formée de Premières Nations de la Colombie-Britannique, en a acheté 12,5 % pour environ 715 M$ en juillet 2025, avec une garantie de prêt fédérale de 400 M$. KKR et Apollo ont convenu le 27 août 2026 d'investir environ 2,7 G$ dans deux agrandissements en échange d'une participation indirecte de 29 % une fois l'agrandissement Sunrise en service; la transaction a été conclue le 3 septembre 2026. Enbridge conserve la majorité et le contrôle.", "commodity": "gas", "direction": "mixed", "province": "BC", "capacity": 1.71, "capacity_unit": "Bcf/d (Huntingdon border point, 2025 available)", "status": "in_service", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "enbridge", "share_pct": null, "as_of": "2026-08-27", "source": "enbridge-kkr-apollo-westcoast-jv-2026-08-27" }, { "actor": "apollo", "share_pct": null, "as_of": "2026-08-27", "source": "enbridge-kkr-apollo-westcoast-jv-2026-08-27" }, { "actor": "kkr", "share_pct": null, "as_of": "2026-08-27", "source": "enbridge-kkr-apollo-westcoast-jv-2026-08-27" }, { "actor": "westcoast-first-nations-alliance", "share_pct": 12.5, "as_of": "2025-07", "source": "enbridge-westcoast-first-nations-equity-2025-05-15" } ] }, { "slug": "pembina-gas-infrastructure", "url": "https://carnet49.ca/project/pembina-gas-infrastructure/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/pembina-gas-infrastructure/", "name": "Pembina Gas Infrastructure (PGI)", "name_fr": "Pembina Gas Infrastructure (PGI)", "summary": "Pembina Gas Infrastructure, a western Canadian gas-processing company formed in 2022 as a joint venture of Pembina Pipeline (60%, operator) and KKR (40%). Apollo agreed on 23 April 2026 to buy KKR's 40%, a transfer from one US investor to another; Apollo expected to close by the end of June 2026, and no closing announcement was found.", "summary_fr": "Pembina Gas Infrastructure, société de traitement du gaz de l'Ouest canadien créée en 2022 comme coentreprise de Pembina Pipeline (60 %, exploitant) et de KKR (40 %). Apollo a convenu le 23 avril 2026 d'acheter les 40 % de KKR, un transfert d'un investisseur américain à un autre; Apollo prévoyait conclure d'ici la fin de juin 2026, et aucune annonce de clôture n'a été trouvée.", "commodity": "gas", "direction": "domestic", "province": "AB/BC", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "in_service", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "apollo", "share_pct": 40, "as_of": "2026-04-23", "source": "apollo-pgi-40pct-2026-04" }, { "actor": "kkr", "share_pct": 40, "as_of": "2022", "source": "apollo-pgi-40pct-2026-04" } ] }, { "slug": "denison-phoenix", "url": "https://carnet49.ca/project/denison-phoenix/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/denison-phoenix/", "name": "Denison Wheeler River (Phoenix ISR) uranium project", "name_fr": "Projet d'uranium Wheeler River de Denison (Phoenix, récupération in situ)", "summary": "In-situ recovery uranium mine at Wheeler River in Saskatchewan's Athabasca Basin, 95% owned by Denison Mines. The 2023 feasibility study gives 56.7 million pounds of reserves over a 10-year life, averaging 8.4 million pounds a year in the first five years; the capital cost after the investment decision is estimated at C$600 million. Denison took its final investment decision on February 24, 2026 after receiving its CNSC construction licence, began site work in March and full-scale construction in July 2026, and targets first production by mid-2028. It has firm sales of over 8 million pounds, plus over 7 million in advanced negotiation, with customers including North American nuclear plant operators.", "summary_fr": "Mine d'uranium par récupération in situ à Wheeler River, dans le bassin de l'Athabasca, en Saskatchewan, détenue à 95 % par Denison Mines. L'étude de faisabilité de 2023 établit les réserves à 56,7 millions de livres sur une durée de vie de 10 ans, soit en moyenne 8,4 millions de livres par année pendant les cinq premières années; le coût en capital après la décision d'investissement est estimé à 600 millions de dollars canadiens. Denison a pris sa décision finale d'investissement le 24 février 2026 après avoir obtenu son permis de construction de la CCSN, a commencé les travaux sur le site en mars et la construction à grande échelle en juillet 2026, et vise une première production d'ici le milieu de 2028. Elle a des ventes fermes de plus de 8 millions de livres, plus de 7 millions en négociation avancée, avec des clients parmi lesquels des exploitants de centrales nucléaires nord-américains.", "commodity": "uranium", "direction": "mixed", "province": "SK", "capacity": 8.4, "capacity_unit": "Mlb U3O8/yr (feasibility-study average, years 1-5)", "status": "under_construction", "fid_date": "2026-02-24", "in_service_date": "2028", "needs_new_laws": false, "owners": [] }, { "slug": "stablex-cell-6", "url": "https://carnet49.ca/project/stablex-cell-6/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/stablex-cell-6/", "name": "Stablex Cell 6 hazardous-waste landfill (Blainville)", "name_fr": "Cellule 6 d'enfouissement de déchets dangereux de Stablex (Blainville)", "summary": "A new hazardous-waste landfill cell of about 8 million cubic metres planned by Stablex, the subsidiary of a US company, at Blainville, Quebec, which would let it keep burying waste until about 2065. Quebec's Bill 93, adopted under closure in March 2025, transferred the land to the State for the project and exempted it from municipal, regional and Montreal-area zoning rules; a government decree then authorized the cell under conditions. Stablex treats industrial waste from Quebec, Ontario and the northeastern United States.", "summary_fr": "Nouvelle cellule d'enfouissement de déchets dangereux d'environ 8 millions de mètres cubes prévue par Stablex, filiale d'une société américaine, à Blainville (Québec), qui lui permettrait de continuer à enfouir des déchets jusque vers 2065. Le projet de loi 93, adopté sous bâillon en mars 2025, a transféré le terrain à l'État pour le projet et l'a soustrait aux règles de zonage de la ville, de la MRC et de la Communauté métropolitaine de Montréal; un décret gouvernemental a ensuite autorisé la cellule sous conditions. Stablex traite des déchets industriels du Québec, de l'Ontario et du nord-est des États-Unis.", "commodity": "other", "direction": "mixed", "province": "QC", "capacity": 8, "capacity_unit": "million m3 disposal volume", "status": "under_construction", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": true, "owners": [ { "actor": "stablex", "share_pct": 100, "as_of": "2025-03-28", "source": null } ] }, { "slug": "nico-cobalt", "url": "https://carnet49.ca/project/nico-cobalt/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/nico-cobalt/", "name": "NICO cobalt-bismuth-copper-gold project and Alberta refinery (Fortune Minerals)", "name_fr": "Projet NICO de cobalt-bismuth-cuivre-or et raffinerie albertaine (Fortune Minerals)", "summary": "Fortune Minerals' NICO cobalt-gold-bismuth-copper project: a mine in the Northwest Territories and a refinery planned in Alberta. It received a US$6.38 million grant from the US Department of Defense under the Defense Production Act and up to C$7.5 million from Natural Resources Canada (16 May 2024). No offtake agreement has been disclosed.", "summary_fr": "Projet NICO de cobalt, or, bismuth et cuivre de Fortune Minerals : une mine aux Territoires du Nord-Ouest et une raffinerie prévue en Alberta. Il a reçu une subvention de 6,38 M$ US du département de la Défense des États-Unis en vertu de la Defense Production Act et jusqu'à 7,5 M$ de Ressources naturelles Canada (16 mai 2024). Aucune entente d'achat n'a été divulguée.", "commodity": "critical_minerals", "direction": "mixed", "province": "NT/AB", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "proposed", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "fortune-minerals", "share_pct": null, "as_of": "2026-09-27", "source": null } ] }, { "slug": "la-loutre-graphite", "url": "https://carnet49.ca/project/la-loutre-graphite/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/la-loutre-graphite/", "name": "La Loutre graphite project (Lomiko Metals)", "name_fr": "Projet de graphite La Loutre (Lomiko Metals)", "summary": "Lomiko Metals' La Loutre graphite project in Quebec. It received a US$8.35 million grant from the US Department of Defense under the Defense Production Act, funded through the Inflation Reduction Act, and C$4.9 million from Natural Resources Canada (16 May 2024). No offtake agreement has been disclosed.", "summary_fr": "Projet de graphite La Loutre de Lomiko Metals, au Québec. Il a reçu une subvention de 8,35 M$ US du département de la Défense des États-Unis en vertu de la Defense Production Act, financée par l'Inflation Reduction Act, et 4,9 M$ de Ressources naturelles Canada (16 mai 2024). Aucune entente d'achat n'a été divulguée.", "commodity": "critical_minerals", "direction": "mixed", "province": "QC", "capacity": 77, "capacity_unit": "kt/yr graphite concentrate (approx., derived from the 2026-03-24 PFS life-of-mine plan)", "status": "proposed", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "lomiko-metals", "share_pct": null, "as_of": "2026-09-27", "source": null } ] }, { "slug": "teck-trail-strategic-metals", "url": "https://carnet49.ca/project/teck-trail-strategic-metals/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/teck-trail-strategic-metals/", "name": "Teck Trail germanium, gallium and antimony expansion", "name_fr": "Agrandissement de Teck à Trail : germanium, gallium et antimoine", "summary": "Teck's plan to expand germanium and antimony production, and possibly add gallium, at its Trail smelter in BC. On 7 July 2026 the Canada Growth Fund agreed a framework for an equity-like investment of up to C$400 million, within up to C$850 million that Teck may invest, with planned Government of Canada offtake rights; it was the first deal of the new Canada Critical Minerals Accelerator.", "summary_fr": "Projet de Teck visant à accroître la production de germanium et d'antimoine, et peut-être à ajouter du gallium, à sa fonderie de Trail (C.-B.). Le 7 juillet 2026, le Fonds de croissance du Canada a conclu un cadre pour un investissement de type capitaux propres pouvant atteindre 400 M$, sur un investissement total de Teck pouvant atteindre 850 M$, avec des droits d'achat prévus pour le gouvernement du Canada; c'était la première entente du nouvel Accélérateur canadien des minéraux critiques.", "commodity": "critical_minerals", "direction": "mixed", "province": "BC", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "proposed", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "teck", "share_pct": null, "as_of": "2026-09-27", "source": null } ] }, { "slug": "enbridge-line-5-tunnel", "url": "https://carnet49.ca/project/enbridge-line-5-tunnel/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/enbridge-line-5-tunnel/", "name": "Enbridge Line 5 (Straits of Mackinac tunnel)", "name_fr": "Canalisation 5 d'Enbridge (tunnel sous le détroit de Mackinac)", "summary": "Enbridge's Line 5 carries up to 540,000 barrels a day of crude oil and natural gas liquids from Superior, Wisconsin, to Sarnia, Ontario. The Great Lakes Tunnel project would replace the twin pipelines under the Straits of Mackinac with a single pipe in a tunnel, adding no capacity. The US Army Corps of Engineers issued its permit and record of decision on 12 August 2026, but on 31 July 2026 the Michigan Supreme Court vacated the state's siting approval and sent it back to the Michigan Public Service Commission, so construction cannot start yet. Line 5 ends at Sarnia, where Line 9 starts and carries crude to Montreal; Natural Resources Canada counts Quebec refineries among those Line 5 serves.", "summary_fr": "La canalisation 5 d'Enbridge transporte jusqu'à 540 000 barils par jour de pétrole brut et de liquides de gaz naturel de Superior (Wisconsin) à Sarnia (Ontario). Le projet de tunnel des Grands Lacs remplacerait les deux conduites sous le détroit de Mackinac par une seule conduite en tunnel, sans ajout de capacité. Le Corps du génie de l'armée américaine a délivré son permis et sa décision le 12 août 2026, mais le 31 juillet 2026, la Cour suprême du Michigan a annulé l'approbation de tracé de l'État et renvoyé le dossier à la Michigan Public Service Commission : les travaux ne peuvent donc pas encore commencer. La canalisation 5 aboutit à Sarnia, point de départ de la canalisation 9, qui achemine du brut jusqu'à Montréal; Ressources naturelles Canada compte les raffineries du Québec parmi celles que dessert la canalisation 5.", "commodity": "oil", "direction": "mixed", "province": null, "capacity": 540, "capacity_unit": "kb/d (existing Line 5; tunnel replaces the Straits segment, no new capacity)", "status": "proposed", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "enbridge", "share_pct": 100, "as_of": "2026-08-12", "source": null } ] }, { "slug": "kudz-ze-kayah", "url": "https://carnet49.ca/project/kudz-ze-kayah/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/kudz-ze-kayah/", "name": "Kudz Ze Kayah zinc mine", "name_fr": "Mine de zinc Kudz Ze Kayah", "summary": "BMC Minerals' proposed Kudz Ze Kayah copper, lead and zinc mine near Ross River, Yukon. After the Yukon Court of Appeal ruled in 2024 that the governments had to consult on the project's economic feasibility, quashing the earlier approval, the Yukon and federal governments approved it again on 10 April 2026 with 52 terms and conditions, despite Kaska opposition.", "summary_fr": "Projet de mine de cuivre, de plomb et de zinc Kudz Ze Kayah de BMC Minerals, près de Ross River, au Yukon. Après que la Cour d'appel du Yukon eut jugé en 2024 que les gouvernements devaient consulter sur la viabilité économique du projet, annulant l'approbation antérieure, les gouvernements du Yukon et fédéral l'ont approuvé de nouveau le 10 avril 2026, assorti de 52 conditions, malgré l'opposition des Kaska.", "commodity": "critical_minerals", "direction": "mixed", "province": "YT", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "approved", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [] }, { "slug": "labrador-west-transmission-line", "url": "https://carnet49.ca/project/labrador-west-transmission-line/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/labrador-west-transmission-line/", "name": "Churchill Falls–Labrador West transmission line", "name_fr": "Ligne de transport Churchill Falls–ouest du Labrador", "summary": "A proposed transmission line from Churchill Falls to Labrador West, to power iron-ore mining in the Labrador Trough. Recommended by the Churchill River Independent Review Committee, it was included in the Churchill Falls agreement of 17 August 2026, with about C$1 billion (2026 net present value) of federal support according to the Newfoundland and Labrador government.", "summary_fr": "Projet de ligne de transport d'électricité de Churchill Falls à l'ouest du Labrador, pour alimenter l'exploitation de minerai de fer de la fosse du Labrador. Recommandée par le comité indépendant d'examen de la rivière Churchill, elle a été intégrée à l'entente sur Churchill Falls du 17 août 2026, avec un soutien fédéral d'environ 1 G$ (valeur actualisée de 2026) selon le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador.", "commodity": "electricity", "direction": "domestic", "province": "NL", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "proposed", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "nl-hydro", "share_pct": null, "as_of": "2026-08-17", "source": "churchill-falls-dcia-2026-08-17" } ] }, { "slug": "gull-island-wind-2000mw", "url": "https://carnet49.ca/project/gull-island-wind-2000mw/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/gull-island-wind-2000mw/", "name": "Labrador 2,000 MW wind project (DCIA feasibility study)", "name_fr": "Projet éolien de 2 000 MW au Labrador (étude de faisabilité de l'entente)", "summary": "A 2,000 MW wind farm in Newfoundland and Labrador to be studied under the Churchill Falls agreement of 17 August 2026, in a feasibility study led by Newfoundland and Labrador Hydro. If built, Hydro-Québec would be the majority buyer of its power and would pay the provincial government C$400,000 per megawatt (C$640 million for a proposed 1,600 MW) once the studies, permits and a power purchase agreement are complete.", "summary_fr": "Parc éolien de 2 000 MW à Terre-Neuve-et-Labrador, à étudier en vertu de l'entente sur Churchill Falls du 17 août 2026, dans le cadre d'une étude de faisabilité menée par Newfoundland and Labrador Hydro. S'il est construit, Hydro-Québec achèterait la majorité de sa production et verserait au gouvernement provincial 400 000 $ par mégawatt (640 M$ pour 1 600 MW proposés) une fois les études, les permis et un contrat d'achat d'électricité terminés.", "commodity": "electricity", "direction": "domestic", "province": "NL", "capacity": 2000, "capacity_unit": "MW", "status": "proposed", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "nl-hydro", "share_pct": null, "as_of": "2026-08-17", "source": "churchill-falls-dcia-2026-08-17" } ] }, { "slug": "coastal-gaslink", "url": "https://carnet49.ca/project/coastal-gaslink/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/coastal-gaslink/", "name": "Coastal GasLink pipeline", "name_fr": "Gazoduc Coastal GasLink", "summary": "A 670-kilometre natural gas pipeline from northeastern British Columbia to the LNG Canada plant at Kitimat, delivering about 2.1 Bcf/d; owned by Coastal GasLink Pipeline Limited Partnership and operated by TC Energy, which holds 35% (TC Energy release, Sept. 29, 2026; TC Energy 2024 Annual Information Form). Wet'suwet'en hereditary chiefs have opposed the route across their territory; the BC Supreme Court granted the company an interlocutory injunction on Dec. 31, 2019. On Sept. 29, 2026 TC Energy said Phase 2, which adds compressor stations to nearly double capacity, will proceed after LNG Canada's Phase 2 investment decision, with construction from early 2027 and service in the early 2030s (TC Energy release). The pipeline reached mechanical completion in 2023; on Nov. 18, 2024 the partnership signed a commercial agreement with LNG Canada and its participants that declared it commercially in service, with tolls retroactive to Oct. 1, 2024 (TC Energy 2024 financial statements, note 7).", "summary_fr": "Gazoduc de 670 kilomètres qui relie le nord-est de la Colombie-Britannique à l'usine de LNG Canada à Kitimat et livre environ 2,1 milliards de pieds cubes par jour ; il appartient à Coastal GasLink Pipeline Limited Partnership et est exploité par TC Énergie, qui en détient 35 % (communiqué de TC Énergie, 29 septembre 2026 ; notice annuelle 2024 de TC Énergie). Les chefs héréditaires wet'suwet'en s'opposent au tracé sur leur territoire ; la Cour suprême de la Colombie-Britannique a accordé une injonction interlocutoire à l'entreprise le 31 décembre 2019. Le 29 septembre 2026, TC Énergie a annoncé que la phase 2, qui ajoute des stations de compression pour presque doubler la capacité, ira de l'avant après la décision d'investissement de LNG Canada sur sa phase 2, avec une construction dès le début de 2027 et une mise en service au début des années 2030 (communiqué de TC Énergie). Le gazoduc a atteint l'achèvement mécanique en 2023 ; le 18 novembre 2024, la société en commandite a signé avec LNG Canada et ses participants une entente commerciale déclarant sa mise en service commerciale, les droits étant perçus rétroactivement au 1er octobre 2024 (états financiers 2024 de TC Énergie, note 7).", "commodity": "gas", "direction": "tidewater", "province": "BC", "capacity": 2.1, "capacity_unit": "Bcf/d", "status": "in_service", "fid_date": null, "in_service_date": "2024-11-18", "needs_new_laws": false, "owners": [ { "actor": "tc-energy", "share_pct": 35, "as_of": "2024-12-31", "source": "tc-energy-2024-annual-information-form" } ] }, { "slug": "eskay-creek", "url": "https://carnet49.ca/project/eskay-creek/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/eskay-creek/", "name": "Eskay Creek gold-silver mine (Skeena Gold and Silver)", "name_fr": "Mine d'or et d'argent Eskay Creek (Skeena Gold and Silver)", "summary": "Reopening of the former Eskay Creek underground gold-silver mine near Stewart, in Tahltan territory, by a subsidiary of Skeena Gold and Silver. After the Tahltan Central Government gave notice of its consent under the first consent-based decision-making agreement made under section 7 of BC's Declaration Act, the Province issued the environmental assessment certificate on Jan. 26, 2026 with 38 binding conditions, and the Mines Act permit followed on Jan. 27. BC put projected capital spending at C$713 million, with about 1,000 jobs at peak construction and more than 770 in operations (BC releases, Jan. 26-27, 2026).", "summary_fr": "Réouverture de l'ancienne mine souterraine d'or et d'argent Eskay Creek, près de Stewart, en territoire tahltan, par une filiale de Skeena Gold and Silver. Après que le gouvernement central tahltan eut donné avis de son consentement en vertu de la première entente de prise de décision fondée sur le consentement conclue sous l'article 7 de la Declaration Act de la Colombie-Britannique, la province a délivré le certificat d'évaluation environnementale le 26 janvier 2026, assorti de 38 conditions contraignantes, puis le permis en vertu de la Mines Act le 27 janvier. La province évalue les dépenses en capital prévues à 713 millions de dollars, avec environ 1 000 emplois au plus fort de la construction et plus de 770 en exploitation (communiqués de la Colombie-Britannique, 26-27 janvier 2026).", "commodity": "other", "direction": "mixed", "province": "BC", "capacity": null, "capacity_unit": null, "status": "approved", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [] }, { "slug": "prosper-rigel", "url": "https://carnet49.ca/project/prosper-rigel/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/prosper-rigel/", "name": "Prosper Petroleum Rigel oil sands project", "name_fr": "Projet de sables bitumineux Rigel de Prosper Petroleum", "summary": "Proposed in-situ (SAGD) oil sands project designed to produce up to 1,600 cubic metres (10,000 barrels) of bitumen a day, inside the area of the Moose Lake plan that Alberta and Fort McKay First Nation had been negotiating since 2003. The Alberta Energy Regulator approved it on June 12, 2018 (2018 ABAER 005); the Alberta Court of Appeal set the approval aside and sent it back to the regulator on Apr. 24, 2020 (2020 ABCA 163). After Alberta completed the Moose Lake plan in February 2021, Prosper withdrew its applications on Apr. 30, 2021 (AER Costs Order 2021-03). Withdrawn: recorded as cancelled.", "summary_fr": "Projet de sables bitumineux in situ (drainage par gravité au moyen de vapeur) conçu pour produire jusqu'à 1 600 mètres cubes (10 000 barils) de bitume par jour, dans la zone du plan de Moose Lake que l'Alberta et la Première Nation de Fort McKay négociaient depuis 2003. L'Alberta Energy Regulator l'a approuvé le 12 juin 2018 (2018 ABAER 005) ; la Cour d'appel de l'Alberta a annulé l'approbation et renvoyé le dossier au régulateur le 24 avril 2020 (2020 ABCA 163). Après que l'Alberta eut achevé le plan de Moose Lake en février 2021, Prosper a retiré ses demandes le 30 avril 2021 (ordonnance sur les frais 2021-03 de l'AER). Retiré : consigné comme annulé.", "commodity": "oil", "direction": "mixed", "province": "AB", "capacity": 10, "capacity_unit": "kb/d bitumen (maximum, SAGD)", "status": "cancelled", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [] }, { "slug": "energy-east", "url": "https://carnet49.ca/project/energy-east/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/energy-east/", "name": "Energy East pipeline (TransCanada)", "name_fr": "Oléoduc Énergie Est (TransCanada)", "summary": "Proposed 4,500-kilometre pipeline to carry 1.1 million barrels of crude a day from Alberta and Saskatchewan to refineries in Eastern Canada, with marine facilities giving access to other markets by ship (Canada Energy Regulator archive). TransCanada put its estimated cost at C$15.7 billion, excluding the transfer of Canadian Mainline gas assets (TransCanada, third-quarter 2016 results). Quebec sought an injunction on Mar. 1, 2016 to make TransCanada submit the Quebec portion to its environmental assessment procedure, and TransCanada filed under that procedure in April 2016. TransCanada terminated the project on Oct. 5, 2017, withdrawing its applications to the National Energy Board and Quebec's review (TransCanada release).", "summary_fr": "Projet d'oléoduc de 4 500 kilomètres destiné à transporter 1,1 million de barils de brut par jour de l'Alberta et de la Saskatchewan vers des raffineries de l'Est du Canada, avec des installations maritimes donnant accès à d'autres marchés par navire (archives de la Régie de l'énergie du Canada). TransCanada en estimait le coût à 15,7 milliards de dollars, sans compter le transfert d'actifs gaziers du réseau principal au Canada (TransCanada, résultats du troisième trimestre 2016). Le 1er mars 2016, le Québec a demandé une injonction pour obliger TransCanada à soumettre le tronçon québécois à sa procédure d'évaluation environnementale, et TransCanada s'y est soumise en avril 2016. TransCanada a mis fin au projet le 5 octobre 2017 en retirant ses demandes auprès de l'Office national de l'énergie et de l'examen québécois (communiqué de TransCanada).", "commodity": "oil", "direction": "mixed", "province": "AB/SK/MB/ON/QC/NB", "capacity": 1100, "capacity_unit": "kb/d", "status": "cancelled", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [ { "actor": "tc-energy", "share_pct": null, "as_of": "2017-10-05", "source": "transcanada-energy-east-termination-2017-10-05" } ] }, { "slug": "northern-gateway", "url": "https://carnet49.ca/project/northern-gateway/", "url_fr": "https://carnet49.ca/fr/project/northern-gateway/", "name": "Northern Gateway pipelines (Enbridge)", "name_fr": "Pipelines Northern Gateway (Enbridge)", "summary": "Proposed pair of pipelines along a 1,178-kilometre route between Bruderheim, Alberta, and a marine terminal at Kitimat, BC: one to carry an average of 83,400 cubic metres (525,000 barrels) of oil a day west to Kitimat, and a parallel line to carry 30,700 cubic metres (193,000 barrels) of condensate a day east. Northern Gateway put the cost at about C$7.9 billion (Joint Review Panel report, Vol. 1, Dec. 19, 2013). The panel recommended approval subject to 209 conditions, and on June 17, 2014 the federal cabinet directed the National Energy Board to issue the certificates (P.C. 2014-809). The Federal Court of Appeal quashed that approval on June 23, 2016 because Canada had not adequately consulted affected First Nations (Gitxaala Nation v. Canada, 2016 FCA 187). On Nov. 29, 2016 the government directed the Board to dismiss the application (Prime Minister's announcement).", "summary_fr": "Projet de deux pipelines sur un tracé de 1 178 kilomètres entre Bruderheim (Alberta) et un terminal maritime à Kitimat (Colombie-Britannique) : l'un devait transporter en moyenne 83 400 mètres cubes (525 000 barils) de pétrole par jour vers l'ouest jusqu'à Kitimat, l'autre, parallèle, 30 700 mètres cubes (193 000 barils) de condensat par jour vers l'est. Northern Gateway en évaluait le coût à environ 7,9 milliards de dollars (rapport de la commission d'examen conjoint, vol. 1, 19 décembre 2013). La commission a recommandé l'approbation sous réserve de 209 conditions et, le 17 juin 2014, le Cabinet fédéral a enjoint à l'Office national de l'énergie de délivrer les certificats (C.P. 2014-809). La Cour d'appel fédérale a annulé cette approbation le 23 juin 2016, faute de consultation adéquate des Premières Nations touchées (Nation Gitxaala c. Canada, 2016 CAF 187). Le 29 novembre 2016, le gouvernement a enjoint à l'Office de rejeter la demande (annonce du premier ministre).", "commodity": "oil", "direction": "tidewater", "province": "AB/BC", "capacity": 525, "capacity_unit": "kb/d oil westbound (average; plus a 193 kb/d condensate line eastbound)", "status": "cancelled", "fid_date": null, "in_service_date": null, "needs_new_laws": null, "owners": [] } ] }