environnement
| Numéro 58 | Le 1er octobre 1996 |
couvrant la période du 1er juillet au 30 septembre 1996
Le Bulletin, qui paraît tous les trois mois, signale les activités de l'Office. Sauf mention expresse, la compétence de l'Office s'étend aux points énumérés dans le présent numéro, en vertu de la Loi sur l'Office national de l'énergie, L.R.C. 1985, ch. N-7, dans sa version modifiée. |
Demandes instruites dans le cadre d'un audience publique
Audiences Orales
Décisions rendues
1. Pipeline Interprovincial Inc. - Demande d'agrandissement du réseau Phase II - OH-1-96
Motifs de décision datés de juillet 1996; diffusés le 17 juillet 1996.
L'Office a approuvé la construction d'environ 148 kilomètres (89 milles) de canalisation, d'un point situé près d'Edmonton jusqu'à un point près de Hardisty, en Alberta. L'Office a aussi approuvé le remplacement de 12 kilomètres (7,2 milles) de conduite à divers endroits entre Hardisty et Herschel, en Saskatchewan, ainsi que l'ajout, la modification et le remplacement d'appareils de pompage, et d'entreprendre d'autres modifications de son réseau. Interprovincial déclare que l'agrandissement accroîtrait sa capacité de livraison à Chicago d'environ 19 600 mètres cubes (123 000 barils) par jour. Elle estime à 140 millions de dollars le coût du projet et elle prévoit que le tout serait en place au plus tard durant le deuxième trimestre de 1998.
L'Office a étudié la demande dans le cadre d'une audience publique qui s'est tenue du 3 au 7 juin 1996 à Calgary.
2. Westcoast Energy Inc. - Installations d'Helmet/Peggo - MH-2-96
Motifs de décision datés de juillet 1996; diffusés le 30 juillet 1996.
L'Office a approuvé la demande de Westcoast en vue d'acheter de 3181782 Canada Inc. des gazoducs et des installations connexes situés dans les secteurs de production Helmet North, Midwinter et Peggo, dans le nord-est de la Colombie-Britannique, ainsi que d'obtenir un certificat l'autorisant à exploiter ces installations. Les installations Helmet/Peggo comprennent 45 segments de canalisations qui s'étendent sur 173 kilomètres (107 milles) ainsi que six stations de compression. Le coût des installations Helmet/Peggo est évalué à 30 millions de dollars. Les installations Hunter comprennent trois segments de pipeline, totalisant 8,8 kilomètres (5,5 milles) de longueur, qui sont connectés aux installations Helmet/Peggo. Le coût estimatif des installations Hunter est de 666 000 $.
L'Office a décidé que 46,7 % des coûts associés aux installations Helmet/Peggo et Hunter seront intégrés aux droits applicables à la zone 1 de Westcoast et que la compagnie pourra en recouvrer le reste, soit 53,3 %, par le truchement des frais supplémentaires prévus aux contrats négociés avec les expéditeurs Helmet/Peggo.
L'Office a étudié la demande dans le cadre d'une audience publique qui s'est tenue les 17, 18, 19 et 24 juin 1996 à Vancouver.
3. Morgan Hydrocarbons Inc. - Cessation d'exploitation d'un pipeline - MH-1- 96
Motifs de décision datés de juillet 1996; diffusés le 1er août 1996.
L'Office a autorisé la cessation d'exploitation d'une canalisation d'environ 21 kilomètres (13 milles) qui s'étend de Blackfoot, en Alberta, à Dulwich, en Saskatchewan. Manito a soutenu qu'il n'était plus rentable de continuer d'exploiter ce tronçon de pipeline. Suite aux travaux de la cessation d'exploitation complétés, le reste du pipeline de Manito, qui relie Dulwich à Kerrobert (Saskatchewan), cessera de relever de la compétence de l'Office.
Le réseau de Manito s'étend sur 182,7 kilomètres (113 milles). Il achemine du pétrole brut lourd de Blackfoot jusqu'au réseau de Pipeline Interprovincial Inc., à Kerrobert. Le pipeline initial, construit en 1971, reliait Dulwich à Kerrobert, en Saskatchewan, et relevait entièrement de la province. Suite à la construction de l'agrandissement entre Dulwich et Blackfoot, en 1976, le pipeline tout entier est passé sous la compétence de l'Office.
L'Office a étudié la demande dans le cadre d'une audience publique qui s'est tenue du 21 au 24 mai 1996, à Calgary.
(Morgan Hydrocarbons Inc. a déposé une demande d'appel et de suspension auprès de la Cour d'appel fédérale ainsi qu'une demande de suspension auprès de l'Office. Voir le point 6 sous Pipelines, page 8, le point 9 sous Transport et droits, page 10, et le point 9 sous Appels, page 13.)
4. Yukon Pipelines Limited - Cessation d'exploitation d'un pipeline - MH-2-96
Motifs de décision datés de septembre 1996; diffusés le 9 septembre 1996.
L'Office a autorisé la cessation d'exploitation d'une canalisation d'une longueur de 144,5 kilomètres (90 milles), du productoduc de 177 kilomètres (110 milles) de longueur qui s'étend d'un point situé le long de la frontière entre la Colombie-Britannique et l'Alaska jusqu'à Whitehorse, au Yukon. Les installations comprennent aussi un parc de citernes situé à Whitehorse et une station de pompage, déjà hors service, située près de Carcross, au Yukon.
Selon la compagnie, il en coûtera 1,6 million de dollars pour enlever la canalisation, démanteler les citernes et le matériel de pompage connexe, et mener l'évaluation environnementale et les travaux de remise en état du site. Cela sera compensé par la vente de la canalisation, des citernes et des terrains occupés par le parc de citernes (Upper Tank Farm) à Whitehorse.
L'Office a étudié la demande dans le cadre d'une audience publique qui s'est tenue le 20 août 1996 à Whitehorse.
Audiences prévues
1. TransCanada PipeLines Limited - Installations de 1997-1998 - GH-3-96
L'Office tiendra une audience publique à partir du 7 octobre 1996 à Winnipeg pour examiner une version révisée de la demande de TransCanada concernant l'expansion proposée de ses installations en 1997-1998.
Dans une demande datée du 3 avril 1996, révisée le 2 août 1996, TransCanada a sollicité l'autorisation de l'Office pour ajouter 205,2 kilomètres (127,5 milles) de doublements, 13 compresseurs, trois refroidisseurs ainsi que de l'équipement collecteur et de compression dans son réseau en Saskatchewan, au Manitoba et en Ontario. Grâce aux installations projetées, TransCanada pourrait acheminer un volume supplémentaire de quelque 8,1 millions de mètres cubes (286,7 millions de pieds cubes) de gaz naturel par jour, destinés au marché canadien et aux marchés d'exportation. Le coût en capital des installations projetées s'élèverait à 899 millions de dollars. Selon l'échéancier des travaux de construction, qui se dérouleraient en 1997, 138 km (85,8 mi) de doublement entreraient en service le 1er avril 1997, et le reste, au plus tard le 1er novembre 1997.
L'Office examinera aussi, au cours de l'audience, une demande présentée, le 14 mai 1996, par Renaissance Energy Ltd. pour obtenir l'accès au réseau de TransCanada.
2. PanCanadian Petroleum Limited - Service sur le réseau de Pipeline Interprovincial Inc.
L'Office tiendra une audience publique, à partir du 4 novembre 1996 à Calgary, concernant une demande présentée par PanCanadian pour obtenir une ordonnance enjoignant Pipeline Interprovincial de transporter pour elle des liquides de gaz naturel à partir de Kerrobert, en Saskatchewan.
PanCanadian a signalé dans la demande la mise en service, en septembre 1996, de sa nouvelle usine de traitement du gaz, située à Empress, en Alberta. Elle acheminera les liquides de gaz naturel produits jusqu'à Kerrobert, d'où elle souhaite que Pipeline Interprovincial accepte de poursuivre leur acheminement par son réseau pipelinier.
Audience reportée
1. Westcoast Energy Inc. - Améliorations apportées aux installations Fort St. John
L'Office a annulé une audience publique qui devait se tenir à partir du 6 août 1996 à la suite d'une demande présentée par Westcoast pour apporter des améliorations à ses installations Fort St. John. Westcoast, Canwest Gas Supply Inc., B.C. Star Partners Inc. et ENCO Gas Ltd. étaient parvenues à une entente concernant les pressions du point de réception sur une partie du réseau de transport du gaz brut Fort St. John. L'Office a décidé, compte tenu de l'entente, d'annuler l'audience.
Un nouvel examen de la demande a été effectué dans le cadre d'une audience par voie de mémoires et l'Office a approuvé la demande le 13 août 1996.
L'Office a autorisé l'amélioration des installations existantes ainsi que l'aménagement de nouvelles installations et des changements aux méthodes d'exploitation pour favoriser l'acheminement, sur le réseau Fort St. John, d'un volume supplémentaire d'environ 3,8 millions de mètres cubes (135,4 millions de pieds cubes) de gaz brut par jour et le traitement d'un volume supplémentaire de 2,6 millions de mètres cubes (92,7 millions de pieds cubes) de gaz par jour à l'usine de traitement McMahon. L'Office a aussi autorisé le changement du tarif pour que ce dernier corresponde aux nouvelles pressions de réception. Le coût prévu des travaux s'élèverait à 3,6 millions de dollars.
Audiences par voie de mémoires
Décision rendue
1. Divers demandes d'exportation de gaz naturel - GHW-1-96
Motifs de décision datés de septembre 1996; diffusés le 24 septembre 1996.
L'Office a approuvé huit demandes de licences d'exportation de gaz naturel. L'Office a approuvé des exportations, sur des périodes allant de 6 à 20 ans, de quelque 3,17 millions de mètres cubes (112,1 millions de pieds cubes) de gaz naturel par jour.
L'Office a émit des licences à :
a) Coastal Gas Marketing Company pour l'exportation, à partir de Chippawa (Ontario), de gaz naturel pour l'approvisionnement de son réseau afin de desservir son marché du Nord-Est américain (sept fournisseurs);
b) Coastal Gas Marketing Company pour l'exportation, à partir d'Emerson (Manitoba), de gaz naturel à American Crystal Sugar Company, du Minnesota, et à ProGold Limited Liability Company, du Dakota du Nord (approvisionnement de Morrison Petroleum Ltd.);
c) Coastal Gas Marketing Company pour l'exportation, à partir d'Emerson (Manitoba), de gaz naturel à American Crystal Sugar Company, du Minnesota, et à ProGold Limited Liability Company, du Dakota du Nord (approvisionnement de Petro-Canada);
d) Morgan Hydrocarbons Inc. et Coastal Gas Marketing Company, demande conjointe, pour l'exportation, à partir d'Iroquois (Ontario), de gaz naturel pour l'approvisionnement du réseau Coastal afin de desservir son marché du Nord-Est américain (approvisionnement de Morgan);
e) Renaissance Energy Ltd. pour l'exportation, à partir d'Iroquois (Ontario), de gaz naturel à Energy Brokers, LLC aux fins de revente à des clients ultimes des États de New York et de Pennsylvanie (approvisionnement de Renaissance);
f) St. Lawrence Gas Company, Inc. pour l'exportation, à partir de Cornwall et d'Iroquois (Ontario), de gaz naturel pour l'approvisionnement de son réseau et la desserte de son marché actuel du nord de l'État de New York (approvisionnement de TransCanada Gas Services);
g) Talisman Energy Inc. pour l'exportation, à partir de Huntingdon (Colombie-Britannique), de gaz naturel aux fins de vente à Eastern Energy Marketing, Inc. pour le projet de cogénération de Glenns Ferry, dans l'Idaho (approvisionnement de Talisman);
h) Talisman Energy Inc. pour l'exportation, à partir de Huntingdon (Colombie-Britannique), de gaz naturel aux fins de vente à Eastern Energy Marketing, Inc. pour le projet de cogénération de Rupert, en Idaho (approvisionnement de Talisman).
Audience reportée
2. PanCanadian Petroleum Limited - Installations pipelinières
(Voir le point 1 sous Demande reportée à la page 3 du Bulletin des activités réglementaires daté du 1er janvier 1996.)
Demandes d'audiences déposées
1. Projet énergétique extracôtier de l'île de Sable (PÉEIS)
Le 11 juin 1996, Mobil Oil Canada Properties, à titre d'exploitant principal, et Shell Canada Limited, à titre d'exploitant associé, ont déposé, au nom des promoteurs du PÉEIS, une demande en vue de l'octroi d'un certificat d'utilité public et de la délivrance d'une ordonnance autorisant les droits et le tarif associés au projet.
Le 30 mai 1996, les demandeurs ont déposé une demande d'approbation d'un plan de développement auprès de l'Office Canada–Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers, du ministère de l'Environnement de la Nouvelle-Écosse, du Nova Scotia Energy and Minerals Conservation Board et de l'Office national de l'énergie. Les sociétés demandent l'autorisation 1) d'exploiter six gisements de gaz dans la partie de la plate-forme Scotian se trouvant dans la région de l'île de Sable 2) de construire un gazoduc sous-marin pour transporter le gaz naturel et les liquides associés jusqu'à une usine de gaz qui sera construite à un point se situant sur la côte près de Country Harbour, dans le comté de Guysborough (Nouvelle-Écosse) et 3) de construire un gazoduc terrestre pour transporter les liquides de gaz naturel de Country Harbour jusqu'à dans la région de Point Tupper, dans le comté de Richmond (Nouvelle-Écosse).
Le 10 septembre 1996, une commission a été créée pour l'examen public conjoint des projets de gaz de l'île de Sable. Elle sera présidée par le Dr Robert Fournier, de l'université Dalhousie, et se composera de Dr John Sears, de l'Université Saint Francis Xavier (retraité), de Mme Jessie Davies, de l'Université du Nouveau-Brunswick, et de M. Kenneth W. Vollman et Mme Anita Côté-Verhaaf, membres de l'Office national de l'énergie.
La commission a été créée conformément à l'accord sur l'examen public conjoint des projets de gaz de l'île de Sable. L'entente, annoncée le 17 juillet 1996, a été établie pour éviter les chevauchements et dédoublements de compétence. Les signataires en sont les ministres fédéraux de l'Environnement et des Ressources naturelles, les ministres de l'Environnement et des Ressources naturelles de la Nouvelle-Écosse, l'Office national de l'énergie et l'Office Canada–Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers.
2. Novagas Clearinghouse Pipelines Ltd. - construction de pipelines
Le 20 septembre 1996, Novagas a présentée une demande pour obtenir l'autorisation de construire et d'exploiter un pipeline de liquides de gaz naturel s'étendant du nord-est de la Colombie-Britannique jusqu'en Alberta. Novagas demande l'autorisation de construire, à Taylor (Colombie-Britannique), un pipeline de liquides de gaz naturel d'une longueur d'environ 58 kilomètres (35 milles) avec des installations connexes de pompage et de comptage; le pipeline s'étendrait de l'usine de chevauchement de Solex Developments Company Inc., située à Taylor (C.-B.), jusqu'à l'installation de comptage de Novagas en Alberta. Les installations proposées, appelées le projet Taylor-Boundary Lake, permettront la livraison de liquides de gaz naturel dont l'éthane, le butane et les condensats, aux installations de fractionnement en Alberta et, par la suite, sur les marchés.
Novagas estime l'investissement initial à 8 millions de dollars. La compagnie prévoit que la construction se déroulerait en deux phases, à partir de juin 1997, et que les installations entreraient en service le 1er avril 1998.
3. Divers demandes d'exportation de gaz naturel - GHW-2-96
L'Office a reçu cinq demandes visant l'obtention de huit licences autorisant l'exportation de quelque 10 milliards de mètres cubes (356 milliards de pieds cubes) de gaz naturel pendant des périodes allant de 10 à 16 ans. Les demandes sont de Coastal Gas Marketing Company, Enron Capital & Trade Resources Corp., PanEnergy Marketing Limited Partnership, ProGas Limited (trois licences) et United States Gypsum Company.
Enquête publique
1. Fissuration par corrosion sous tension (FCST)
L'Office a tenue l'audience publique concernant la FCST du 15 au 23 avril 1996 à Calgary.
Préalable à l'audience publique, les représentants de l'Office ont tenu des rencontres avec seize organisations ayant une connaissance technique de la FCST. En outre, ils se sont rendus dans les collectivités de Rapid City (Manitoba) et Vermillion Bay, Williamstown et Cardinal (Ontario), où sont survenues récemment des ruptures de pipeline, pour connaître les préoccupations des résidents et des autorités municipales. Ils ont aussi rencontré les représentants de la Ontario Pipeline Landowners Association.
La fissuration par corrosion sous tension est un processus complexe qui se manifeste par la formation de fissures à la surface d'un pipeline enterré. Si les fissures sont graves et se propagent pendant plusieurs années sans être détectées, le pipeline peut se rompre. La FCST a causé sept ruptures sur le réseau de TransCanada PipeLines, et 15 sur d'autres réseau canadien depuis 1977. Préoccupé par l'incidence croissante de la FCST, l'Office a annoncé le 11 août 1995 qu'il tiendrait une vaste audience publique sur les oléoducs et les gazoducs canadiens.
Autres Demandes
L'Office a traité ou doit traiter des demandes et autres questions qui n'exigent pas la tenue d'audiences publiques. Depuis la parution du Bulletin des activités de réglementation du 1er juillet 1996, l'Office a examiné les questions suivantes.
Gaz naturel
Questions réglées
1. Brooklyn Navy Yard Cogeneration Partners, L.P. - Modifications de contrat - Licence d'exportation de gaz naturel GL-232
Le 27 août 1996, l'Office a agréé une demande présentée par Brooklyn Navy, le 21 août 1996, en vue de faire approuver ce qui suit :
- un accord, en date du 1er mai 1996, visant à modifier le contrat de vente de gaz qu'elle a conclu avec Crestar Energy le 21 octobre 1993;
- un accord, en date du 1er mai 1996, visant à modifier le contrat de vente de gaz qu'elle a conclu avec PanCanadian Petroleum Limited le 20 octobre 1993.
2. CanStates Gas Marketing et Transco Energy Marketing Company - Licences d'exportation de gaz naturel GL-136 et GL-137
Le 23 avril 1996, CanStates et TEMCO ont demandé à l'Office d'approuver des modifications, datées du 8 mars 1996, au contrat de vente de gaz qu'elles ont conclu avec Alberta Natural Gas Company Ltd, le 11 décembre 1980, à l'appui des exportations de gaz naturel autorisées aux termes de leur licence GL-136. Elles ont également demandé le transfert des licences GL-136 et GL-137 de Gas Trade Inc., ANG Resources Marketing Ltd. et 375660 Alberta Ltd., qui sont associées sous la dénomination sociale CanStates and TEMCO, à CanStates, société en nom collectif, et TEMCO.
Le 1er août 1996, l'Office a autorisé les modifications au contrat de vente de gaz. Pour ce qui concerne le transfert des licences, il a écrit aux demandeurs afin d'obtenir des renseignements complémentaires.
Électricité
Questions réglées
1. British Columbia Power Exchange Corporation (POWEREX) - Permis d'exportation d'électricité
Le 13 septembre 1996, l'Office a agréé une demande que POWEREX avait présentée le 13 décembre 1995 pour solliciter un permis l'autorisant à exporter jusqu'à 145 mégawatts de puissance et 340 gigawattheures d'énergie garantie au cours de la première année d'un contrat de vente passé avec Intalco Aluminum Corporation, de Ferndale, dans l'État de Washington, et jusqu'à 770 gigawattheures d'énergie garantie au cours des quatre années suivantes du contrat.
2. Chandler Energy Inc. - Permis d'exportation d'électricité
Le 29 août 1996, l'Office a autorisé une demande que Chandler avait déposée le 3 juin 1996 en vue de l'octroi d'un permis l'autorisant à exporter un maximum de 500 gigawattheures d'énergie garantie ou interruptible par année. Les permis sollicités portent sur dix ans, et aucun des contrats d'exportation connexes ne durera plus de cinq ans.
3. Enron Capital & Trade Resources Canada Corp. - Permis d'exportation d'électricité
Le 17 juillet 1996, l'Office a agréé une demande présentée par Enron, le 4 avril 1996, en vue de l'octroi de permis l'autorisant à exporter un maximum de 5 000 gigawattheures d'énergie garantie et interruptible par année. Les permis demandés porteront sur dix ans, et aucun des contrats d'exportation connexes ne durera plus de cinq ans.
Questions à l'étude
4. Ontario Hydro - Modifications du permis d'exportation d'électricité EPE-21
Le 20 juillet 1995, Ontario Hydro a demandé d'être autorisée à modifier le permis EPE-21 en supprimant certaines conditions du permis. Le 24 août 1995, l'Office a écrit à Ontario Hydro pour obtenir des commentaires sur les modifications proposées. Aucune réponse n'a été reçue à date. Le permis EPE-21 autorise Ontario Hydro à exporter jusqu'à 25 000 gigawattheures d'énergie interruptible par période de douze mois consécutifs, moins les exportations faites aux termes du permis EPE-23. Le permis EPE-21 porte du 1er juillet 1991 au 30 juin 2006.
5. Sonat Power Marketing Inc. and L.P. - Permis d'exportation d'électricité
Le 23 août 1996, Sonat a demandé des permis l'autorisant à exporter un maximum de 400 mégawatts et 3 500 gigawattheures de puissance et d'énergie garanties et jusqu'à 3 500 gigawattheures d'énergie interruptible au cours de toute période de douze mois consécutifs. Les permis demandés porteront sur dix ans, et aucun des contrats d'exportation connexes ne durera plus de cinq ans.
6. TransAlta Enterprises Corporation - Modification des permis d'exportation d'électricité EPE-73 et EPE-74
Le 20 juin 1996, TransAlta a demandé d'être autorisée à modifier ses permis EPE-73 et EPE-74 de façon à pouvoir exporter de l'électricité à partir de n'importe quel endroit au Canada au moyen de toutes les lignes internationales de transport d'électricité; dans sa demande initiale, il s'agissait d'exportations à partir de l'Alberta par les lignes internationales de transport d'électricité se trouvant en Colombie-Britannique. Le 2 août 1996, l'Office a décidé de solliciter les points de vue des parties intéressées par la demande.
Pipelines
Questions réglées
1. Rapports de vérification de la gestion de la sécurité
Le 8 juillet 1996, l'Office a adopté le rapport Safety Management Audit Report préparé pour Westcoast Energy Inc.
2. Tidal Resources Inc. - Construction de pipeline - Pipeline West Hamburg
Le 25 juillet 1996, l'Office a approuvé une demande datée du 8 mars 1996, dans laquelle Tidal sollicitait l'autorisation de construire, en Colombie-Britannique, un réseau de collecte et un gazoduc de 12,4 kilomètres de long. Le réseau de collecte servira à transporter le gaz du champ de Tidal situé dans la zone Chinchaga, en Colombie-Britannique, jusqu'à l'usine de traitement de gaz Hamburg de Shell Canada Limited, en Alberta. Le coût estimatif du projet est de 2 884 000 $. (Voir le point 7 sous Appels, page 12.)
3. Demandes concernant des installations pipelinières, visées à l'article 58
L'Office a approuvé ou examine plusieurs demandes, présentées aux termes de l'article 58 de la Loi, portant sur des installations pipelinières courantes ou la construction de pipelines ne dépassant pas 40 kilomètres de longueur. Ces questions peuvent être étudiées sans la tenue d'une audience publique.
Gazoducs
Blue Range Resource Corporation
Demande en date du 23 août 1996
Demande : Construction de gazoducs pour relier des puits situés dans
la région de Boundary Lake, en Colombie-Britannique, au réseau de
collecte de gaz naturel Clear Hills de Blue Range, en Alberta.
Coût estimatif : 1 046 755 $
État : Le 18 septembre 1996, l'Office a demandé à
Blue Range un complément d'information.
Canadian-Montana Pipe Line Company Limited
Demande en date du 8 juillet 1996
Demande : Pose d'un raccord inactif au pipeline Aden 406.4.
Coût estimatif : 2 500 $
Approuvé le 22 août 1996
Numéro d'ordonnance : XG-C9-36-96
Consumers' Gas (Canada) Ltd.
Demande en date du 13 juin 1996
Demande : Réparations sur le pipeline à la hauteur du chemin
Cadetta, à Brampton, en Ontario.
Coût estimatif : 15 000 $
Approuvé le 2 août 1996
Numéro d'ordonnance : XO-W2-24-96
Consumers' Gas (Canada) Ltd.
Demande en date du 22 juillet 1996
Demande : Installation d'un raccord pour vente sur le pipeline à la
hauteur du chemin Dixie, à Brampton, en Ontario.
Coût estimatif : 5 000 $
Approuvé le 4 septembre 1996
Numéro d'ordonnance : XG-C283-35-96
Tidal Resources Inc.
Demande en date du 8 mars 1996
Demande : Construction d'un réseau de collecte de gaz en Colombie-Britannique.
Coût estimatif : 2 884 000 $
Approuvé le 25 juillet
Numéro d'ordonnance : XG-T81-30-96
TransCanada PipeLines Limited
Demande en date du 20 mars 1996
Demande : Déménagement d'un compresseur de 6,3 mégawatts
de la station 1401 à la station 1301.
Coût estimatif : 11 606 000 $
Approuvé le 31 juillet 1996
Numéro d'ordonnance : XG-T1-16-96
TransCanada PipeLines Limited
Demande en date du 14 May 1996
Demande : Remplacement de canalisations en 1996, à titre de mesure
de réduction des risques, amélioration des réservoirs de
stockage du pétrole et du combustible dans diverses stations de compression
et ajout d'un réservoir à la station 110.
Coût estimatif : 36 000 000 $
Approuvé le 8 août 1996
Numéro d'ordonnance : XG-T1-28-96
TransCanada PipeLines Limited
Demande en date du 12 juillet 1996
Demande : Amélioration de deux stations de comptage et établissement
de cinq nouveaux points de livraison.
Coût estimatif : 1 163 000 $
Approuvé le 16 août 1996
Numéro d'ordonnance : XG-T1-38-96
TransCanada PipeLines Limited
Demande en date du 21 août 1996
Demande : Abaissement et remplacement de conduites à la traversée
de fossés.
Coût estimatif : 293 000 $
Approuvé le 30 août 1996
Numéro d'ordonnance : XG-T1-43-96
Westcoast Energy Inc.
Demande en date du 13 mars 1996
Demande : Modification et mise en service subséquente du pipeline
Gundy Creek situé au nord-ouest de Fort St. John, en Colombie-Britannique.
Coût estimatif : 155 000 $
État : Le 19 avril 1996, l'Office a demandé à
Westcoast un complément d'information.
Westcoast Energy Inc.
Demande en date du 24 mai 1996
Demande : Mise en place d'une conduite de dérivation pour contourner
la station de comptage à Cecil Lake et ajout d'un groupe générateur
au propane à la station Bubbles.
Coût estimatif : 64 000 $
Approuvé le 29 août 1996
Numéro d'ordonnance : XG-W5-31-96
Westcoast Energy Inc.
Demande en date du 19 juillet 1996
Demande : Installation d'échangeurs de chaleur à l'usine de
traitement de gaz Pine River.
Coût estimatif : 12 000 $
Approuvé le 15 août 1996
Numéro d'ordonnance : XG-W5-33-96
Westcoast Energy Inc.
Demande en date du 3 juillet 1996
Demande : Remplacement de la chaudière de la station auxiliaire Kobes
Creek.
Coût estimatif : 1 560 000 $
Approuvé le 14 août 1996
Numéro d'ordonnance : XG-W5-34-96
Westcoast Energy Inc.
Demande en date du 8 août 1996
Demande : Installation de dispositifs pour atténuer le bruit à
la station auxiliaire Rigel.
Coût estimatif : 374 000 $
Approuvé le 30 août 1996
Numéro d'ordonnance : XG-W5-39-96
Westcoast Energy Inc.
Demande en date du 9 août 1996
Demande : Remplacement d'une section de 110 mètres de la canalisation
principale sud à Juliet Creek et assainissement des effluents industriels
produits à la station 5.
Coût estimatif : 613 000 $
Approuvé le 20 août 1996
Numéro d'ordonnance : XG-W5-40-96
Westcoast Energy Inc.
Demande en date du 6 août 1996
Demande : Construction d'une station de comptage à la nouvelle usine
de traitement de gaz Jedney de Westcoast Gas Services Inc.
Coût estimatif : 980 000 $
Approuvé le 21 août 1996
Numéro d'ordonnance : XG-W5-41-96
Westcoast Energy Inc.
Demande en date du 4 juillet 1996
Demande : Travaux visant à retrancher 40 mètres de la
conduite de gaz Murray River, d'une longueur de 27,6 kilomètres, et
à construire deux coudes latéraux de 10 mètres.
Coût estimatif : Les coûts seront payés par Sceptre Resources
Limited.
État : Le 9 août 1996, l'Office a demandé à
Westcoast un complément d'information.
Oléoducs
Amoco Canada Petroleum Ltd.
Demande en date du 10 mai 1996
Demande : Ajout d'installations à la station de pompage intermédiaire
de la station Laporte, en Saskatchewan.
Coût estimatif : 174 635 $
Approuvé le 19 juillet 1996
Numéro d'ordonnance : XO-D10-29-96
Amoco Canada Petroleum Company Ltd.
Demande en date du 15 avril 1996
Demande : Remise en état du pipeline à condensat de 11,8 kilomètres,
qui relie Sarnia, en Ontario, à Marysville, dans l'État du Michigan.
Coût estimatif : 519 000 $
État : Le 19 août 1996, l'Office a demandé
à Amoco un complément d'information.
Pipeline Interprovincial Inc.
Demande en date du 23 April 1996
Demande : Construction de nouvelles installations au terminal Hardisty pour
amener le pétrole brut des canalisations 2 et 3 jusqu'au pipeline
Express proposé.
Coût estimatif : 9 646 000 $
Approuvé le 15 juillet 1996
Numéro d'ordonnance : XO-J1-16-96
Pipeline Interprovincial Inc.
Demande en date du 6 juin 1996
Demande : Pose de tuyauterie permettant de ségréguer les produits
de Wabasca dans le pipeline Rainbow pour les envoyer dans des réservoirs
distincts aux installations terminales Edmonton.
Approuvé le 30 juillet 1996
Numéro d'ordonnance : XO-J1-23-96
Pipeline Interprovincial Inc.
Demande en date du 24 juillet 1996
Demande : Installation de nouveaux moteurs à fréquence variable
à la station Cromer.
Coût estimatif : 728 000 $
Approuvé le 16 août 1996
Numéro d'ordonnance : XO-J1-27-96
Pipeline Interprovincial Inc.
Demande en date du 6 septembre 1996
Demande : Mise en place de tuyauterie et d'installations connexes au terminal
Edmonton pour permettre à Rainbow Pipe Line de raccorder sa canalisation
munie d'un dispositif d'abaissement de pression au réseau d'Interprovincial.
Coût estimatif : 94 300 $
Approuvé le 6 septembre 1996
Numéro d'ordonnance : XO-J1-28-96
Trans Mountain Pipe Line Company Ltd.
Demande en date du 8 avril 1996
Demande : Accroissement de la capacité du système de traitement
d'eau souterraine à la station Sumas.
Coût estimatif : 475 000 $
État : Le 3 mai 1996, l'Office a demandé à
Trans Mountain un complément d'information.
Trans Mountain Pipe Line Company Ltd.
Demande en date du 12 juillet 1996
Demande : Réparation des dommages causés à l'emprise
par les crues des rivières Coldwater et Coquihalla. Coût estimatif :
2 700 000 $ Approuvé le 24 juillet 1996 Numéro
d'ordonnance : XO-T4-22-96
Westspur Pipe Line Company Inc.
Demande en date du 18 juillet 1996
Demande : Mise en place d'un transformateur électrique et d'un pilône
au terminal Steelman.
Coût estimatif : 209 700 $
Approuvé le 15 août 1996
Numéro d'ordonnance : XO-W2-26-96
Westspur Pipe Line Company Inc.
Demande en date du 18 avril 1996
Demande : Divers projets.
Coût estimatif : 1 519 000 $
Approuvé le 3 juillet 1996
Numéro d'ordonnance : XO-W2-21-96
Productoducs
Penn West Petroleum Ltd.
Demande en date du 25 juillet 1996
Demande : Construction d'un pipeline en fibre de verre pour transporter l'eau
de mer extraite aux installations de Penn West, en Alberta, à un puits d'injection
en Saskatchewan.
Coût estimatif : 97 400 $
Approuvé le 21 août 1996
Numéro d'ordonnance : XC-P166-1-96
Questions à l'étude
4. Foothills Pipe Lines Ltd. - Accroissement de la puissance des installations de décompression et de recompression à Empress
Le 19 juillet 1996, Foothills a déposé des requêtes complémentaires auprès de l'Office et de l'Administration du pipe-line du Nord relativement à l'agrandissement projeté du tronçon est de son réseau en 1998. Ces travaux lui permettraient d'exporter environ 19,55 millions de mètres cubes (690 millions de pieds cubes) de gaz de plus par jour à partir de la frontière internationale dans le sud de la Saskatchewan, et ce, dès le 1er novembre 1998. On estime à 159 millions de dollars le coût en capital du projet.
La demande dont Foothills a saisi l'Office visait à faire approuver aux termes de l'article 58 de la Loi sur l'Office national de l'énergie des travaux de 18 millions de dollars en vue d'accroître la puissance des installations de décompression et de recompression situées à Empress, en Alberta. La requête qu'elle a présentée à l'Administration du pipe-line du Nord consistait en un addenda à son rapport de conception du réseau visant la partie canadienne du Réseau de transport du gaz naturel de l'Alberta (pour lequel un certificat a déjà été délivré aux termes de la Loi sur le pipe-line du Nord) et portait sur l'ajout d'installations dans la partie dite tronçon préalable, en aval d'Empress (au coût estimatif de 141 millions de dollars).
Le 17 septembre 1996, l'Office a demandé un complément d'information à Foothills au sujet de l'agrandissement projeté des installations de décompression et de recompression.
5. Interenergy Sheffield Processing Company (Canada) Ltd. - Construction de pipeline
Le 31 juillet 1996, Interenergy a demandé à l'Office d'autoriser la construction d'une conduite de 9 kilomètres qui s'étendrait du sud de la Saskatchewan jusque dans le Dakota du Nord, en passant par la frontière près de North Portal, en Saskatchewan. La canalisation permettrait de livrer du gaz acide associé, à basse pression, au réseau collecteur Lignite, dans le Dakota du Nord. Le coût du projet est estimé à 959 000 $.
L'Office a écrit à Interenergy, les 11 et 13 septembre 1996, pour lui demander des renseignements complémentaires.
6. Morgan Hydrocarbons Inc. - Demande de suspension d'une ordonnance - Manito Pipelines Ltd. - Ordonnance MO-5-96
(Voir le point 3 sous Décisions d'audiences récentes, page 2, et le point 9 sous Appels, renvoi et révisions, page 12.)
Le 3 septembre 1996, Morgan a demandé à l'Office de suspendre l'exécution de l'ordonnance MO-5-96 qu'il a rendue le 1er août 1996 à l'égard de la demande de Manito visant à cesser d'exploiter certaines installations. Morgan demandait la suspension jusqu'à ce que la Cour d'appel fédérale ait statué sur sa demande d'autorisation d'interjeter appel et sur tout appel subséquent.
Le 19 septembre 1996, l'Office a suspendu provisoirement l'exécution de l'ordonnance en attendant de recevoir d'autres commentaires de la part des parties intéressées par la demande.
Transport, droits et questions tarifaires
Questions réglées
1. Rapport de vérification
Le 25 juillet 1996, l'Office a adopté le rapport de vérification établi pour Alberta Natural Gas Company Ltd.
2. Pipeline Interprovincial Inc. - Services de transport, droits et tarif liés à la canalisation 8
Le 29 août 1996, l'Office a accueilli une demande, datée du 11 juillet 1996, dans laquelle Interprovincial présentait les modalités des services de transport, droits et autres dispositions tarifaires touchant certaines installations de la canalisation 8. La demande était déposée à titre de règlement négocié.
L'Office a invité les parties intéressées à exprimer leurs vues sur ces questions.
3. Pipeline Interprovincial Inc. - Droits supplémentaires
Le 11 juillet 1996, l'Office a agréé une demande, datée du 3 juillet 1996, dans laquelle Interprovincial sollicitait l'autorisation d'exiger des droits supplémentaires afin de recouvrer les coûts nets qu'entraîneraient le transfert proposé du condensat Caroline de la canalisation 3 à la canalisation 2 et l'utilisation de plus grandes quantités d'agents réducteurs de frottement et d'énergie électrique dans les installations d'Interprovincial et de Lakehead Pipe Line Company, Limited Partnership.
4. TransCanada PipeLines Limited - Rapport provisoire du groupe de travail sur les droits de 1997
Le 30 mai, le 26 juin, le 9 août et le 9 septembre 1996, TransCanada a demandé que soient approuvées plusieurs résolutions formulées dans les rapports provisoires du groupe de travail sur les droits de 1997.
L'Office a approuvé les résolutions suivantes :
| No de la résolution | Date d'approbation |
| 97-1, 97-2, 97-4 et 97-6 à 97-11 | 4 juillet 1996 |
| 97-3 et 97-5 | 23 juillet 1996 |
| 97-12 à 97-16 | 25 juillet 1996 |
| 97-17 à 97-20 | 5 septembre 1996 |
| 97-21 et 97-22 | 26 septembre 1996 |
5. TransCanada PipeLines Limited - OJ Pipelines - Action intentée en matière d'environnement dans le cadre du projet de North Bay en 1991
Le 5 septembre 1996, l'Office a rejeté une requête, datée du 19 juin 1996, dans laquelle TransCanada demandait l'autorisation de payer les frais de justice et autres dépens encourus par OJ Pipelines dans le cadre du procès intenté contre elle pour des infractions en matière environnementale relativement à sa participation au projet de doublement de North Bay en 1991. TransCanada demandait également la permission d'inclure les frais en question dans sa propre base tarifaire afin de les recouvrer par le truchement des droits qu'elle exigerait à l'avenir.
L'Office a examiné la requête au cours d'une instance par voie de mémoires.
6. TransCanada PipeLines Limited - Great Lakes Gas Transmission Limited Partnership - Remboursement
Motifs de décision datés de septembre 1996; diffusés le 19 septembre 1996.
L'Office a déterminé la méthode par laquelle TransCanada doit distribuer le remboursement qu'elle recevra de Great Lakes relativement aux montants qu'elle lui a payés en trop pour le service obtenu sur son réseau entre le 1er novembre 1991 et le 30 septembre 1995.
L'Office a donné son aval à la proposition de TransCanada voulant qu'elle verse le remboursement de Great Lakes à ses expéditeurs actuels du service garanti, sur une base prospective, en créditant leurs factures mensuelles de service le plus tôt possible après la réception des fonds. L'Office a également accepté que le remboursement soit réparti entre les expéditeurs actuels du service garanti d'après le volume fixe-distance. Pour les fins du remboursement de Great Lakes, la définition d'expéditeurs actuels du service garanti englobe les expéditeurs du transport garanti, du service de transport assorti de stockage et du service garanti offert.
TransCanada a indiqué que le montant net du remboursement qu'elle prévoit recevoir s'élèvera à environ 38 millions $ (US) et que le remboursement devrait s'échelonner sur une période d'environ trois ans, débutant en 1996.
Cette décision a trait au remboursement par Great Lakes de montants que TransCanada a payés pour acquitter des taux supplémentaires exigés sur le réseau de Great Lakes entre le 1er novembre 1991 et le 30 septembre 1995. Great Lakes lui a facturé ces taux supplémentaires en vertu d'une ordonnance alors en vigueur de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) des États-Unis, et ils étaient assumés par les expéditeurs de TransCanada par le truchement des droits qu'ils payaient pour le service sur le réseau de TransCanada. La FERC a maintenant statué que le paiement de ces taux supplémentaires n'était ni juste ni raisonnable, et elle a approuvé une méthode par laquelle les trop-payés pour la période en question seront rendus aux payeurs de droits supplémentaires dans le réseau de Great Lakes.
L'Office a procédé a l'examen de la demande par voie de mémoires.
7. Pipelines Trans-Nord Inc. - Règlement avec droits incitatifs
Motifs de décision datés de juin 1996; diffusés le 3 juillet 1996.
L'Office a donné son aval à un règlement négocié de Trans-Nord, qui prévoit des droits incitatifs.
Le 22 avril 1996, Trans-Nord a demandé à l'Office d'approuver le règlement prévoyant des droits incitatifs qu'elle avait négocié avec ses expéditeurs, et de rendre les ordonnances sur les droits connexes. La méthode de calcul convenu servira de fondement pour le calcul de ses besoins en recettes en 1996 et dans les années subséquentes. Trans-Nord et ses expéditeurs partageront les avantages inhérents à une utilisation accrue et plus rentable de la capacité pipelinière.
L'Office a procédé à l'examen de la demande par voie de mémoires.
Questions à l'étude
8. Gouvernement des Territoires du Nord-Ouest (GTNO) - Plainte et avis motion - Droits et tarifs d'Interprovincial Pipe Line (NW) Ltd. IPL(NW) - Pipeline Norman Wells
Les 31 octobre et 7 novembre 1995, le GTNO a déposé une plainte et un avis de motion, respectivement, concernant les droits et les tarifs applicables au pipeline Norman Wells. Dans sa plainte, le GTNO relève des aspects précis où, selon lui, la méthode actuelle de calcul des droits et des tarifs d'IPL(NW) déroge au mode de détermination des droits et tarifs d'autres compagnies pipelinières réglementées par l'Office. L'avis de motion vise à faire rendre une ordonnance de l'Office établissant, dans un premier temps, que les droits perçus par IPL(NW) doivent être établis suivant les mêmes principes que ceux qui s'appliquent aux compagnies du groupe 1.
L'Office a décidé qu'il y avait lieu d'obtenir d'abord les commentaires d'IPL(NW), de ses expéditeurs et des parties intéressées quant à la question fondamentale de savoir s'il demeure approprié de réglementer IPL(NW) d'après l'accord sur le pipeline Norman Wells en date du 1er janvier 1980 (dans sa version modifiée).
Le 9 février 1996, IPL(NW) a demandé que l'Office reporte sa décision sur la question fondamentale pour lui permettre, ainsi qu'à Compagnie pétrolière Impériale, de conclure des négociations pour la modification éventuelle de l'accord sur le pipeline Norman Wells. L'Office a accepté de reporter sa décision.
Le 8 mars 1996, IPL(NW) a déposé un sommaire de l'accord de principe détaillant les modifications proposées à l'accord sur le pipeline Norman Wells négocié avec Compagnie pétrolière Impériale. Les parties ont présenté leurs commentaires pour le 15 mars 1996, et le GTNO a suggéré qu'IPL(NW) tienne une conférence de résolution, avant le 30 avril 1996, afin d'expliquer la proposition plus à fond.
La conférence de résolution a eu lieu le 2 mai 1996. Toutes les parties ont convenu, à ce moment-là, qu'il s'imposait de tenir une deuxième conférence, laquelle aurait lieu le 31 mai 1996.
Le 18 juin 1996, le GTNO a indiqué que si les parties ne répondaient pas avant le 1er juillet aux préoccupations qu'il avait soulevées lors de la conférence du 31 mai, il demanderait à l'Office d'examiner à nouveau son avis de motion et de donner suite à sa plainte. Le 28 juin 1996, le GTNO a prié l'Office de laisser l'étude de sa plainte en suspens, car les parties faisaient des efforts pour aborder les préoccupations qui n'avaient pas été résolues à la conférence du 31 mai 1996. Le 10 juillet 1996, l'Office a rappelé aux parties sa lettre du 12 avril 1996 dans laquelle il acceptait d'attendre jusqu'à nouvel avis pour donner suite à la plainte et à l'avis de motion du GTNO, pour favoriser la négociation d'un règlement entre toutes les parties intéressées.
9. Morgan Hydrocarbons Inc. - Plaintes concernant Murphy Oil Company Ltd. et Manito Pipelines Ltd.
En décembre 1995, Morgan a déposé une demande dans laquelle elle priait l'Office d'affirmer sa compétence à l'égard de certaines installations appartenant à Murphy et d'établir des modalités d'accès équitables, justes et non discriminatoires à ces installations, ainsi que des droits justes et raisonnables pour leur utilisation. La demande constituait aussi une plainte à l'égard des droits qui sont actuellement exigés pour l'utilisation du réseau Manito. Dans sa demande, Morgan priait l'Office, entre autres choses,
a) d'affirmer sa compétence à l'égard de certaines installations de Murphy;
b) d'établir de nouveaux droits pour Manito;
c) de mener une enquête sur les restrictions actuelles en matière d'accès aux installations de Manito et de Murphy;
d) d'ordonner à Murphy de séparer ses fonctions de transporteur et de négociant;
e) de réglementer les compagnies Manito/Murphy à titre de compagnies pipelinières du groupe 1.
En janvier 1996, l'Office a rendu provisoires les droits exigibles par Manito, jusqu'à ce qu'il ait examiné ces questions.
En janvier 1996, Manito a demandé d'être autorisée à cesser d'exploiter environ 22 kilomètres (13 milles) de canalisation de son réseau, se trouvant entre Blackfoot, en Alberta, et Dulwich, en Saskatchewan (voir le point 3 sous Décisions d'audiences récentes, page 2).
10. Westcoast Energy Inc. - Coûts des projets d'agrandissement de Fort St. John et de Grizzly Valley
Les 15 et 31 juillet 1996, Westcoast a demandé à l'Office de rendre des ordonnances l'autorisant à recouvrer des coûts de l'ordre de 62,4 millions de dollars que la compagnie avait engagés de 1994 à 1996 relativement aux projets d'agrandissement Fort St. John et Grizzly Valley. Westcoast se propose d'amortir ces coûts au cours d'une période de dix ans, à compter du 1er janvier 1997, en les incluant dans son coût du service. Le 4 avril et le 31 juillet 1996, Westcoast a informé l'Office qu'elle n'allait pas donner suite aux projets d'agrandissement de Fort St. John et de Grizzly Valley, respectivement.
Le 19 septembre 1996, l'Office a décidé d'examiner les deux demandes dans le cadre de l'instance portant sur les droits de Westcoast, qui aura lieu sous peu. Le 23 septembre 1996, Interprovincial a terminé avec succès les essais de pression dans la canalisation 3, située entre les stations Odessa et Cromer. Aucune rupture ni fuite n'est survenue au cours de l'essai. Interprovincial doit déposer les résultats des essais auprès de l'Office au début d'octobre 1996.
Sécurité
1. Pipeline Interprovincial Inc. - Pression de service
Le 14 mars 1996, l'Office a ordonné à Interprovincial de réduire la pression de service de son réseau pipelinier, de soumettre certains tronçons à des essais de pression et de lui présenter les résultats des essais.
Le 27 février 1996, l'oléoduc d'Interprovincial s'est rompu près de Glenavon, en Saskatchewan. C'est la troisième rupture qui se produit près de Glenavon en neuf mois, et la quatrième depuis 1989. La corrosion a été relevée comme facteur dans tous les cas.
Pour répondre aux préoccupations, sur le plan de l'environnement et de la sécurité, l'Office, après avoir reçu les présentations d'Interprovincial, a ordonné à cette dernière de :
- ramener à 80 % la pression maximale de service autorisée de la canalisation 3 entre la station Odessa, en Saskatchewan, et la station Cromer, au Manitoba;
- ramener à 95 % la pression maximale de service autorisée de la canalisation 3 entre les stations Cromer et Souris, au Manitoba;
- soumettre la canalisation 3 entre les stations Odessa et Cromer à des essais de pression en 1996 et déposer auprès de l'Office les résultats des essais;
- soumettre à l'Office une évaluation de l'intégrité du pipeline qui lui prouve que la canalisation 3 pourra être exploitée en toute sécurité;
- déposer auprès de l'Office, d'ici au 29 mars 1996, un plan et un calendrier proposé de mise en oeuvre des instructions qui précèdent.
L'Office envisagera de relever les pressions maximales de service lorsqu'il aura reçu des résultats positifs des essais de pression et qu'il sera certain que l'oléoduc peut être exploité en toute sécurité à des pressions plus élevées.
Le 23 septembre 1996, Interprovincial a terminé avec succès les essais de pression dans la canalisation 3, située entre les stations Odessa et Cromer. Aucune rupture ni fuite n'est survenue au cours de l'essai. Interprovincial doit déposer les résultats des essais auprès de l'Office au début d'octobre 1996.
Les régions pionnières
a) Pétrolière Impériale Ressources a obtenu les autorisations requises pour exécuter les travaux suivants dans le champ Norman Wells :
(i) « L'autorisation de forer un puits », conformément à l'article 83 du Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz au Canada, a été accordée pour les puits :
Norman Wells L-52X d'Impériale, le 3 juillet 1996;
Norman Wells J-52X d'Impériale, le 3 juillet 1996;
(ii) une exemption de l'obligation de fournir des données relatives à l'acoustique et à la résistivité dans l'intervalle de 1744 à 1972 pour le puits Norman Wells J-52X d'Impériale, conformément à l'article 11 du Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz au Canada; autorisation accordée le 16 septembre 1996;
(iii) une exemption de l'obligation de fournir des données relatives à l'acoustique et à la résistivité pour le puits Norman Wells L-52X d'Impériale, conformément à l'article 11 du Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz au Canada; autorisation accordée le 14 août 1996;
(iv) adopter le plan de cessation d'exploitation et de restauration de Battery 3, conformément à l'article 59 du Règlement sur la production et la rationalisation de l'exploitation du pétrole et du gaz au Canada; autorisation accordée le 4 juillet 1996;
(v) changer les tuyaux du pipeline d'injection d'eau douce, conformément à l'article 16 de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada; autorisation accordée le 2 juillet 1996;
(vi) effectuer un essai de production, conformément au paragraphe 14(2) du Règlement sur la production et la rationalisation de l'exploitation du pétrole et du gaz au Canada, pour les puits :
Norman Wells H-52X d'Impériale, le 28 juillet 1996;
Norman Wells F-52X d'Impériale, le 28 juillet 1996;
(vii) aménager des installations d'injection sur le chantier de forage F- 31X; une autorisation unique a été accordée le 30 juillet 1996 pour l'injection des fonds de réservoir, conformément au paragraphe 58(6) du Règlement sur la production et la rationalisation de l'exploitation du pétrole et du gaz au Canada.
b) Le 22 juillet 1996, Panarctic Oils Ltd. a reçu l'autorisation de mettre hors service une installation de production, conformément à l'alinéa 5(1)b) de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada.
c) Le 22 août 1996, la Compagnie des pétroles Amoco Canada a reçu l'autorisation de déménager un compresseur du chantier de forage A3 à son usine de gaz Pointed Mountain, conformément à l'article 35 du Règlement sur la production et la rationalisation de l'exploitation du pétrole et du gaz au Canada.
d) Le 28 août 1996, la Compagnie des pétroles Amoco Canada a reçu l'autorisation de réparer le pipeline A1/A3 de Pointed Mountain, conformément à l'article 73(a) du Règlement sur la production et la rationalisation de l'exploitation du pétrole et du gaz au Canada.
e) Le 9 septembre 1996, deux « demandes pour changer les conditions d'un puits », présentées par Panarctic Oils Ltd., ont été approuvées, conformément à la partie VIII du Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz naturel au Canada : W. Bent Horn A-02 de Panarctic et al; W. Bent Horn I-01A de Panarctic et al.
f) L'Office a été saisi de deux demandes et d'une modification visant à faire autoriser des travaux géologiques et géophysiques. Il a agréé neuf demandes (dont sept présentées le trimestre dernier), conformément à l'article 5 de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada :
| Compagnie | Zone | Date d'approbation |
| Terra Surveys | sud des T. N.-O. (deux activités) |
29 août 1996 |
| Questor Surveys | sud des T. N.-O. | 29 août 1996 |
| Shell Canada | sud des T. N.-O. (deux achats de données) |
1er août 1996 |
| Husky Oil | sud des T. N.-O. (deux activités) |
1er août 1996 9 août 1996 |
| Norcen Energy | sud des T. N.-O. (deux activités) |
8 juilllet 1996 1er août 1996 |
Appels, renvoi et révisions
Appels complétés
1. Alberta Wilderness Association (AWA), Federation of Alberta Naturalists (FAN) et Rocky Mountain Ecosystem Coalition (RMEC) - Projet Express Pipeline
Le 24 juillet 1996, la Section de première instance de la Cour fédérale a confirmé la décision de l'Office concernant le projet pipelinier Express et a rejeté les appels et les demandes de révision judiciaire présentés par les parties susmentionnées.
2. Hydro-Manitoba - Demande pour interjeter appel de l'ordonnance modificatrice AO-2-EC-III-16 de l'Office Hydro-Manitoba a retiré la demande susmentionnée
Le 30 décembre 1992, Hydro-Manitoba avait déposé une demande auprès de la Cour d'appel fédérale pour interjeter appel de l'ordonnance modificatrice AO-2-EC-III-16 rendue par l'Office le 31 août 1992 concernant des changements à la sous-station Dorsey.
Hydro-Manitoba désirait interjeter appel car, selon elle, l'Office a outrepassé ses compétences et commis une erreur de droit en rendant l'ordonnance sous réserve de certaines conditions.
3. Westcoast Energy Inc. - Pipeline Pesh Creek
Le 29 juillet 1996, la Cour d'appel fédérale a rejeté la demande présentée par Westcoast pour interjeter appel de la décision de l'Office concernant le pipeline Pesh Creek de Novagas Clearinghouse Pipelines Ltd.
Le 22 janvier 1996, Westcoast a sollicité l'autorisation d'interjeter appel de la décision de l'Office du 21 février 1996, qui appuyait une demande de Novagas visant la construction et l'exploitation d'un gazoduc de 16,5 kilomètres de longueur situé en Colombie-Britannique et en Alberta.
4. Première nation de West Moberly - Westcoast Energy Inc. - Doublement des canalisations principales Sud et Fort Nelson - GH-2-95
Le 6 juin 1996, la Cour suprême du Canada a rejeté la demande présentée par West Moberly pour interjeter appel de la décision de l'Office dans l'instance GH-2-95. Aux termes de cette décision, l'Office avait autorisé Westcoast à agrandir ses canalisations principales Sud et Fort Nelson.
Appels en instance
5. Le procureur général de l'Alberta - Pipeline Pesh Creek - OH-1-96
Le 11 juillet 1996, la province de l'Alberta a déposé un avis de requête introductif d'instance auprès de la Cour d'appel fédérale en vue d'obtenir une ordonnance l'autorisant à ne pas tenir compte du renvoi devant la Cour, effectué par l'Office, de la question de la compétence relative au pipeline Pesh Creek. La province a demandé, à titre de seconde solution, que la Cour rejette le renvoi. (Voir le point 1 sous Renvoi.)
6. BC Gas Utility Ltd. - Westcoast Energy Inc. - Demande de Grizzly Valley
Le 3 avril 1996, BC Gas a déposé une demande auprès de la Cour suprême du Canada pour interjeter appel de la décision de la Cour fédérale du 9 février 1996. Aux termes de cette décision, l'usine Pine River et le système de transport du gaz brut de Grizzly Valley dans le nord-est de la Colombie-Britannique relevaient de la compétence de l'Office.
7. Canadian Hunter Exploration Ltd. - Tidal Resources Inc.
Le 22 août 1996, Canadian Hunter a demandé à la Cour d'appel fédérale l'autorisation d'interjeter appel de la décision de l'Office du 25 juillet 1996. Aux termes de cette décision et à la suite de l'autorisation de construire un pipeline accordée à Tidal Resources, l'Office a compétence sur certaines installations de collecte, en amont, qui sont situées en Colombie-Britannique et que Canadian Hunter possède et exploite. Canadian Hunter a demandé que sa requête d'interjeter appel soit tenue en suspens jusqu'à ce qu'elle ait pu l'évaluer et éventuellement présenter une demande auprès de l'Office pour lui faire part de ses préoccupations.
8. Hydro-Québec - Accès à un contrat d'exportation
Le 23 septembre 1996, Hydro-Québec a déposé un avis de motion auprès de la Section de première instance de la Cour fédérale pour réexaminer la décision de l'Office du 4 septembre 1996, conformément à l'article 44(1) de la Loi sur l'accès à l'information. Aux termes de cette décision, une copie d'un contrat de diversité garanti entre Hydro-Québec et Consolidated Edison serait mise à la disposition de Mouvement Au Courant, tel que demandé. L'Office a déclaré que le contrat serait disponible 30 jours après le 4 septembre 1996.
9. Morgan Hydrocarbons Inc. - Manito Pipelines Ltd. - cessation d'exploitation d'un pipeline
Le 3 septembre 1996, Morgan a déposé une demande auprès de la Cour d'appel fédérale pour interjeter appel de la décision de l'Office, qui autorisait la cessation d'exploitation d'un tronçon du pipeline de Manito. Aux termes de cette décision, ce tronçon ainsi que le reste du pipeline cessaient de relever de la compétence de l'Office. Une demande de suspension de la décision a aussi été déposée auprès de la Cour.
10. Richard Leroux et 417 Auto Wreckers Limited - TransCanada PipeLines Limited
Le 6 mai 1996, la Cour d'appel fédérale a rejeté une demande présentée par Richard Leroux et 417 Auto Wreckers pour interjeter appel de la décision de l'Office du 22 décembre 1995 et obtenir une ordonnance visant à soumettre cette décision à une révision judiciaire. Aux termes de cette décision, l'Office avait établi que la demande globale de Richard Leroux ne tombait pas sous le coup de l'article 81 de la Loi sur l'Office national de l'énergie, parce qu'il ne s'agissait pas de « gisements ».
11. Richard Leroux et 417 Auto Wreckers Limited - TransCanada PipeLines Limited
Le 19 juin 1996, Richard Leroux et 417 Auto Wreckers Limited ont déposé un avis d'appel auprès de la Cour d'appel fédérale pour interjeter appel de la décision de la Cour qui avait rejeté leur demande antérieure de révision judiciaire (voir le point 3 ci-dessus).
Renvoi
1. Novagas Clearinghouse Pipeline Ltd. - Pipeline Pesh Creek - OH-1-96
En janvier 1996, l'Office a approuvé une demande de Novagas visant la construction et l'exploitation d'un pipeline de 16,5 kilomètres (10 milles) de longueur, qui transporterait du gaz naturel de l'installation de séparation, de compression et de comptage projetée dans le nord-est de la Colombie-Britannique, jusqu'à l'installation de comptage proposée dans le nord-ouest de l'Alberta.
Le 14 juin 1996, l'Office a décidé de renvoyer devant la Cour d'appel fédérale la question de savoir si certaines installations, connectées en amont et en aval du pipeline projeté de Novagas, relevaient ou non de sa compétence (voir le point 5 sous Appels).
Révisions
1. Westcoast Energy Inc. - Ordonnance d'avis d'enquête sur un accident
Le 11 juillet 1996, l'Office a décidé, de son propre chef, de suspendre, pendant sa révision, la mise en vigueur d'une ordonnance d'avis rendue, le 5 juin 1996, à la suite d'une enquête sur un accident menée par le personnel de l'Office dans certaines installations de Westcoast. Après avoir rendu cette ordonnance, l'Office a appris la décision de la Cour fédérale du Canada dans l'affaire Westcoast Energy Inc. vs. Serge Cadieux, Brent Storey, le Comité de sécurité et de santé au travail de Westcoast Energy Inc. et Canadian Pipeline Employees' Association. Cette décision a soulevé des doutes quant au bien-fondé de l'ordonnance d'avis de l'Office.
2. Association canadienne des producteurs pétroliers - Manito Pipelines Ltd. - MH-1-96
Le 17 septembre 1996, l'ACPP a retiré sa demande de révision du 13 septembre 1996.
Elle avait déposé, auprès de l'Office, une demande de révision de la décision de l'Office du 1er août 1996, qui approuvait la demande de Manito concernant la cessation d'exploitation d'un pipeline. L'ACPP désirait un réexamen et une révision de la partie seulement de la décision qui stipule qu'à la suite de la mise en vigueur d'une ordonnance de cessation d'exploitation, le tronçon du pipeline dont l'exploitation avait cessé ne relevait plus de la compétence de l'Office.
Modifications aux règlements
Voici les modifications qui ont été apportées ou qui sont en cours de préparation.
1. Règlement sur les pipelines terrestres
Le 12 juillet 1996, l'Office a prévenu les parties intéressées qu'il soumettrait au ministère de la Justice une ébauche de la consolidation préliminaire du Règlement sur les pipelines terrestres.
Le règlement actuel, qui est en vigueur depuis juin 1989, définit les exigences relatives à la protection des biens et de l'environnement ainsi qu'à la sécurité du public et des employés des compagnies dont il faut ternir compte à l'étape de la conception, de la construction, de l'exploitation, de l'entretien et de la cessation d'exploitation d'un pipeline terrestre.
2. Règlement sur les pipelines marins
Le Règlement sur les pipelines marins définit les exigences relatives à la protection des biens et de l'environnement ainsi qu'à la sécurité du public et des employés des sociétés dont il faut ternir compte dans la conception, la construction, l'exploitation, l'entretien et la cessation d'exploitation d'un pipeline marin.
Le règlement est en état d'ébauche.
3. Règlement de l'Office national de l'énergie concernant l'électricité
Le 8 juin 1996, le projet de Règlement de l'Office national de l'énergie concernant l'électricité a été publié dans la Partie I de la Gazette du Canada.
Ce dernier définit, entre autres aspects, les renseignements exigés dans les demandes visant l'exportation d'électricité et l'installation des lignes internationales de transport d'électricité de même que les conditions des permis touchant les exportations et les installations.
4. Règlement sur les activités pétrolières et gazières dans les régions pionnières
Le processus de création et de modification des règlements sur les activités pétrolières et gazières dans les régions pionnières, selon les dispositions de la Loi canadienne sur l'exploitation du pétrole et du gaz, adoptée en septembre 1992, se poursuit au sein de l'Office. Voici l'état actuel des projets de réglementation.
Règlements en cours d'ébauche
- Règlement sur l'hygiène et la sécurité professionnelles (pétrole et gaz) au Canada - Modifications
- Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz naturel au Canada - Restructuration
- Règlement sur la production et la rationalisation de l'exploitation des hydrocarbures au Canada - Modifications
- Règlement sur la responsabilité en matière de rejets et de débris relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse
- Règlement sur l'hygiène et la sécurité professionnelles liées à l'exploitation du pétrole dans la zone extracôtière de Terre-Neuve
- Directives concernant les programmes relatifs à l'environnement physique réalisés pendant les activités de forage pétrolier et de production des terres pionnières
Selon une entente administrative passée entre l'Office et le ministère des Ressources naturelles Canada, la Direction du génie travaille également, en collaboration avec les provinces de Terre-Neuve et de la Nouvelle-Écosse, à l'ébauche des versions fédérale et provinciales des règlements ci-dessus, qui concernent les régions extracôtières soumises à des accords de gestion mixte des ressources.
5. Lignes directrices relatives au traitement des déchets dans la zone extracôtière, 1996
L'Office a diffusé la version finale des lignes directrices susmentionnées qui indiquent les pratiques et les normes recommandées pour le traitement des déchets provenant des forages pétroliers et des travaux d'exploitation dans les zones extracôtières du Canada. Ces lignes directrices seront appliquées par l'Office national de l'énergie, l'Office Canada–Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers, l'Office Canada–Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers et leurs délégués à l'exploitation.
Autres questions
Aide financière aux intervenants
Le 9 août 1996, l'Office a publié un rapport sur l'aide financière aux intervenants pour les personnes qui participent aux instances de l'Office. À la suite d'une demande, en décembre 1995, de la ministre de Ressources naturelles Canada, l'Office a préparé une étude pour examiner les méthodes qui s'offrent, dans le contexte législatif actuel, pour apporter une aide financière aux intervenants qui participent aux instances de l'Office, surtout aux propriétaires fonciers directement touchés.
Dans son rapport, l'Office a identifié une option budgétaire qui pourrait être mise en oeuvre par le Parlement et l'Office, qui consisterait en un programme d'aide financière aux intervenants, établi conformément à l'autorisation de dépenser prévue dans le budget des dépenses ministériel, et qui permettrait à l'Office de prendre des décisions ponctuelles en matière d'aide financière apportée aux intervenants. Les fonds déboursés seraient recouvrés par le mécanisme de recouvrement des frais de l'Office. L'Office déclare dans son rapport que, malgré des complications administratives en l'absence de loi spécifique, cette option est flexible et privilégiée pour la mise en oeuvre de l'aide financière aux intervenants. Des consultations importantes devront être menées auprès du public et de l'industrie pour la phase de mise en oeuvre du programme d'aide financière aux intervenants.
L'Office sollicite les commentaires sur l'étude des personnes intéressées, d'ici au 15 octobre 1996.
Questions administratives
Nominations
Le 29 août 1996, le Dr Robert Fournier a été nommé membre temporaire de l'Office pour l'examen public du projet énergétique extracôtier de l'île de Sable. Il est professeur d'océanographie, directeur exécutif des études océaniques et vice-président associé (Recherche et relations internationales) à l'Université Dalhousie. Il a été membre du Conseil consultatif national des sciences et de la technologie et du Conseil des sciences du Canada, ainsi qu'ancien président du Nova Scotia Council of Applied Sciences and Technology (Conseil des sciences appliquées et de la technologie de la Nouvelle-Écosse). Le Dr Fournier a aussi présidé le Halifax Harbour Task Force (Groupe de travail sur le port d'Halifax) et a été membre du Groupe d'examen de la morue du nord.
Le 29 août 1996, Mme Anita Côté-Verhaaf a été renommée membre de l'Office pour une période de deux ans et trois mois. Elle est membre de l'Office depuis 1989. Après avoir obtenu une maîtrise en sciences économiques de l'Université de Montréal, Mme Anita Côté-Verhaaf a occupé des postes d'experte-conseil en économie dans le secteur privé.
M. Kenneth W. Vollman a été nommé administrateur et agent désigné de l'Administration du pipe-line du Nord, pour une période d'un an à partir du 6 août 1996. Il est aussi membre et vice-président de l'Office national de l'énergie.
Allocutions
Exposé présenté par le président de l'Office, R. Priddle, au Congrès d'administration de l'ACG, tenue à la ville de Québec le 23 septembre 1996 (graphiques seulement).
Exposé présenté par le président de l'Office, R. Priddle, à l'occasion de l'Hemispheric Energy Regulatory Conference, tenue à Mexico City, le 18 et 19 juillet 1996 (graphiques seulement).
Rapports et documents diffusés du 1er juillet au 30 septembre 1996
Motifs de décisions
Trans-Northern Pipelines Inc. - Règlement concernant des droits incitatifs - Motifs de décision datés de juin 1996; diffusés le 3 juillet 1996.
Pipeline Interprovincial Inc. - Demande dagrandissement du réseau Phase II - OH-1-96 - Motifs de décision datés de juillet 1996; diffusés le 17 juillet 1996.
Westcoast Energy Inc. - Installations d'Helmet/Peggo - MH-2-96 - Motifs de décision datés de juillet 1996; diffusés le 30 juillet 1996.
Manito Hydrocarbons Inc. - Cessation d'explitation d'un pipeline - MH-1-96 - Motifs de décision datés de juillet 1996; diffusés le 1er août 1996.
Yukon Pipelines Limited - Cessation d'exploitation d'un pipeline - MH-3-96 - Motifs de décision datés de septembre 1996; diffusés le 9 septembre 1996.
TransCanada PipeLines Limited - Great Lakes Gas Transmission Limited Partnership - Remboursementd - Motifs de décision datés septembre 1996; diffusés le 19 septembre 1996.
Divers demandes d'exportation de gaz naturel - GHW-1-96 - Motifs de décision datés de septembre 1996; diffusés le 24 septembre 1996.
Rapport
Options en matière d'aide financière aux intervenants - Rapport en date de mars 1996; diffusé le 9 août 1996.
Autres
Office national de l'énergie, une introduction (revisé)
Lignes directrices relatives au traitement des déchets dans la zone extracôtière, 1996 - Septembre 1996
Instructions relatives au dépôt de documents
Toute la correspondance destinée à l'Office doit être adressée au secrétaire de l'Office national de l'énergie, au 444, Septième Avenue S.-O., Calgary (Alberta), T2P 0X8; téléphone : 403-292-4800; télécopieur : 403-292-5503.
On trouve à l'annexe I le nombre de copies à fournir selon la nature de la demande.
Numéros de téléphone
On trouve à l'annexe II une liste à jour des membres de l'Office et du personnel clé, ainsi que leurs numéros de téléphone.
Listes d'envoi
Si votre nom ne figure pas sur les listes d'envoi de l'Office et que souhaitiez y être inscrit, veuillez communiquer par écrit avec le secrétaire de l'Office en indiquant votre adresse postale et le genre de documents que vous souhaitez recevoir. Les listes d'envoi actuelles de l'Office s'intitulent comme suit :
- L1 : Toutes les publications de l'Office
- L4 : Questions relatives au pétrole et au gaz
- L5 : Questions relatives à l'électricité
- L6 : Rapports annuels seulement
- L7 : Communiqués seulement
- L8 : Bulletins des activités de réglementation seulement
- L9 : Questions environnementales
| Mise à jour : 2006-10-27 | 
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