TransCanada (TC Energy) : actualité, Keystone et action

TransCanada, TC Energy, South Bow : qui possède quoi

TC Energy et TransCanada sont la même entreprise. La société mère cotée, créée en 2003 sous le nom de TransCanada Corporation, s'appelle TC Energy depuis mai 2019 ; le symbole boursier TRP n'a pas bougé. Sa filiale TransCanada PipeLines, fondée en 1951, exploite toujours les réseaux.

Le 1er octobre 2024, TC Energy a placé ses oléoducs dans une nouvelle société cotée, South Bow, dirigée par Bevin Wirzba, l'ancien patron des oléoducs du groupe ; chaque actionnaire a reçu 0,2 action South Bow par action TC Energy. Depuis :

• TC Energy garde le gaz et l'électricité : gazoducs du Canada (NGTL, Canadian Mainline, 35 % de Coastal GasLink), des États-Unis (Columbia, ANR, Great Lakes) et du Mexique, stockage de gaz, 48,3 % de Bruce Power ;
• South Bow possède le pétrole : l'oléoduc Keystone (100 %), Marketlink et la moitié de Grand Rapids ;
• Keystone XL n'existe plus ; des morceaux reviennent en 2026 chez South Bow et chez l'américain Bridger Pipeline.

À la différence des compagnies pétrolières, TC Energy ne produit ni pétrole ni gaz : elle les transporte, contre des tarifs régulés ou des contrats longs. Aucun État n'est actionnaire de TC Energy ni de South Bow.

Le TransCanada pipeline : l'histoire du groupe depuis 1951

Trans-Canada Pipe Lines naît le 21 mars 1951 d'une loi spéciale du Parlement canadien, pour amener le gaz de l'Alberta vers l'Ontario et le Québec. En 1956, le « grand débat du pipeline » divise le Parlement : le gouvernement libéral impose la clôture des débats pour faire voter un tracé entièrement canadien. La soudure finale a lieu le 10 octobre 1958 à Kapuskasing, en Ontario : c'est alors le plus long gazoduc du monde. Ce « TransCanada pipeline » s'appelle aujourd'hui le Canadian Mainline (14 087 km fin 2025).

Le groupe s'étend ensuite : gazoduc Great Lakes en 1967, premier lien avec les États-Unis ; fusion en 1998 avec l'albertain NOVA, qui apporte le réseau NGTL ; entrée dans Bruce Power en 2003 ; rachat de Columbia Pipeline Group en 2016, pour environ 13 milliards de dollars américains, qui double sa présence aux États-Unis. Coté à Toronto depuis 1958 et à New York depuis 1985, le groupe fête ses 75 ans en 2026.

L'oléoduc Keystone, de l'Alberta au golfe du Mexique

Keystone transporte le pétrole de l'Ouest canadien vers les raffineries de l'Illinois, de l'Oklahoma et du golfe du Mexique (voir le pétrole aux États-Unis). Il part de Hardisty, en Alberta, et court sur 4 327 km. Sa première ligne, vers Steele City (Nebraska) et l'Illinois, est en service depuis le 30 juin 2010 ; suivent Cushing (Oklahoma) en 2011, les raffineries de Nederland et Port Arthur, au Texas, en janvier 2014, et Houston en 2016.

Keystone a transporté 584 000 barils par jour en moyenne en 2025, puis 596 000 au deuxième trimestre 2026. La crise d'Ormuz a dopé le tronçon du golfe du Mexique : selon South Bow, les perturbations des échanges mondiaux de brut l'ont porté à 800 000 barils par jour au deuxième trimestre. L'oléoduc vit de la production de l'Alberta : le Canada extrait 5,22 millions de barils de brut par jour (juillet 2026, EIA), ce qui en fait le 4e producteur mondial (voir le pétrole au Canada et la production de pétrole par pays).

Keystone XL : refusé, autorisé, révoqué puis abandonné

1. 6 novembre 2015
   Refus d'Obama. Barack Obama refuse le permis présidentiel. Brent : 46,09 $
2. 24 mars 2017
   Permis accordé. Donald Trump relance le projet ; TransCanada suspend sa plainte. Brent : 49,97 $
3. 31 mars 2020
   Décision de construire. Chantier lancé avec l'aide financière de l'Alberta. Brent : 14,85 $
4. 20 janvier 2021
   Permis révoqué. Joe Biden révoque le permis dès son premier jour. Brent : 55,66 $
5. 9 juin 2021
   Abandon. TC Energy met fin à Keystone XL. Brent : 72,22 $
6. 12 juillet 2024
   Arbitrage perdu. Rejet de la plainte de 15 milliards de dollars. Brent : 85,03 $
7. 30 avril 2026
   Permis pour Bridger. Un autre oléoduc autorisé à franchir la frontière. Brent : 114,01 $

Keystone XL devait ouvrir une seconde route au pétrole canadien : 1 947 km de Hardisty (Alberta) à Steele City (Nebraska), par le Montana et le Dakota du Sud, pour 830 000 barils par jour. Pour franchir la frontière, il lui fallait un permis du président des États-Unis : refusé en novembre 2015, accordé en mars 2017, puis révoqué par Joe Biden le 20 janvier 2021, jour de son investiture. Le 9 juin 2021, TC Energy a abandonné le projet ; l'Alberta, qui y avait investi, a estimé sa perte à 1,3 milliard de dollars canadiens au plus.

TC Energy a ensuite réclamé environ 15 milliards de dollars américains aux États-Unis devant un tribunal arbitral, au titre de l'ancien accord de libre-échange nord-américain (ALENA). En juillet 2024, le tribunal s'est déclaré incompétent : la révocation datait d'après la fin de l'ALENA. La plainte de l'Alberta, déposée en février 2022, était encore en cours en juin 2025.

Keystone XL en 2026 : le permis de Bridger et le Prairie Connector

Donald Trump a annulé en janvier 2025 le décret de son prédécesseur et a dit en février vouloir que Keystone XL soit construit, par l'ancien promoteur ou par un autre ; South Bow a répondu qu'elle avait tourné la page. En 2026, deux projets distincts reprennent pourtant l'idée :

• Bridger Pipeline, groupe privé du Wyoming, a obtenu le 30 avril 2026 un permis présidentiel pour franchir la frontière dans le Montana. Son projet : environ 1 038 km jusqu'à Guernsey (Wyoming), pour 550 000 barils par jour au plus, par un autre tracé que Keystone XL ;
• South Bow prépare le Prairie Connector : 530 km de Hardisty à la frontière, dont 150 km de tuyau de Keystone XL déjà posé. Neuf clients ont réservé 465 000 barils par jour sur 20 ans ; le pétrole irait ensuite jusqu'à Cushing (Oklahoma) par Liberty Bridge, projet commun avec Bridger.

Rien n'est décidé : South Bow vise une décision d'investissement à la mi-2027, et Bevin Wirzba a prévenu le 28 mai 2026 qu'il n'irait pas plus loin sans la preuve que le permis présidentiel sera « durable ». TC Energy n'a plus aucun rôle dans ces projets.

Les fuites de l'oléoduc Keystone : 2017, 2022, 2025

• 16 novembre 2017, près d'Amherst (Dakota du Sud) : 9 700 barils (environ 1,5 million de litres), selon l'estimation révisée d'avril 2018. Pour le régulateur fédéral des pipelines (PHMSA), le tuyau avait probablement été abîmé pendant la construction ;
• 7 décembre 2022, près de Washington (Kansas) : 12 937 barils (environ 2 millions de litres) se répandent dans les prés et dans le ruisseau Mill Creek. C'est la plus grosse fuite de l'histoire du réseau ; l'exploitant l'attribue à une soudure défectueuse ;
• 8 avril 2025, près de Fort Ransom (Dakota du Nord) : environ 3 500 barils. L'expertise remise le 13 février 2026 a trouvé une fissure de fatigue partie de la soudure du tube, probablement amorcée pendant son transport depuis l'aciérie.

Le 10 juillet 2026, le ministère américain de la Justice et l'agence de l'environnement (EPA) ont proposé une transaction pour Mill Creek : South Bow paierait une amende civile de 26,9 millions de dollars, environ 40 millions de travaux sur le tuyau et plus de 3 millions au Kansas pour la remise en état. Le texte a été soumis à consultation publique.

Gaz et nucléaire : NGTL, Coastal GasLink et Bruce Power

Le cœur de TC Energy est le gaz. Le réseau NGTL (24 096 km) collecte celui de l'Alberta et de la Colombie-Britannique ; le Canadian Mainline l'emmène vers l'Ontario, le Québec et les États-Unis, où le groupe exploite aussi Columbia, ANR et Great Lakes. Au Mexique, il compte environ 3 300 km de gazoducs, avec la compagnie publique d'électricité CFE comme associée.

TC Energy achemine environ 30 % du gaz destiné aux usines d'exportation de gaz naturel liquéfié d'Amérique du Nord (début 2026). Elle détient 35 % de Coastal GasLink, 671 km de Dawson Creek à l'usine LNG Canada de Kitimat, sur la côte Pacifique, dont le premier cargo est parti le 30 juin 2025. Le chantier a coûté environ 14,5 milliards de dollars canadiens, avec 5,1 milliards de dépréciations en 2022 et 2023. Sa phase 2 a été lancée le 29 septembre 2026.

Dans l'électricité, TC Energy détient 48,3 % de Bruce Power, à Tiverton (Ontario) : huit réacteurs, environ 6 580 MW, près de 30 % de l'électricité de la province. Depuis 2022, le réacteur 7 y produit un isotope médical, le lutétium-177, grâce à un système conçu par Isogen, coentreprise du français Framatome et de Kinectrics.

Résultats et dividende de TC Energy et de South Bow

En 2025, TC Energy a réalisé 15,2 milliards de dollars canadiens de chiffre d'affaires (environ 9,7 milliards d'euros) et un bénéfice net de 3,6 milliards, contre 4,2 milliards en 2024. Son EBITDA comparable, l'indicateur qu'elle met en avant, a progressé de 9 %, à 11,0 milliards ; 98 % viennent d'activités régulées ou de contrats fermes, ce qui la rend peu sensible aux prix du pétrole et du gaz. Le dividende 2026 est de 0,8775 dollar canadien par trimestre, soit 3,51 dollars par an : 26e hausse annuelle consécutive.

South Bow, bien plus petite, a réalisé en 2025 un chiffre d'affaires de 1,99 milliard de dollars américains et un bénéfice net de 433 millions ; elle verse 0,50 dollar par trimestre. Le 5 août 2026, elle a relevé à 1,04 milliard sa prévision d'EBITDA pour l'année. Les deux sociétés publient leurs comptes du troisième trimestre les 4 et 5 novembre 2026 (voir l'agenda et les résultats des compagnies pétrolières).

Questions fréquentes sur TC Energy (TransCanada)

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Mis à jour le 12 novembre 2026 à 22 h 52