couvrant la période du 1^er octobre au 31 décembre 1996

Demandes instruites dans le cadre d'une audience publique

Audiences orales

Décisions rendues

1. TransCanada PipeLines Limited - Installations de 1997-1998 - GH-3-96

Motifs de décision datés de novembre 1996; diffusés le 28 novembre 1996.

L'Office a approuvé une demande datée du 3 avril 1996, révisée le 2 août 1996, de TransCanada l'autorisant d'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 s'élèvera à 899 millions de dollars. Selon l'échéancier des travaux de construction, qui se déroulera en 1997, 138 kilomètres (85,8 miles) de doublement entreraient en service le 1^er avril 1997, et le reste, au plus tard le 1^er novembre 1997.

L'Office a également approuvé une demande présentée par Renaissance Energy Ltd. pour avoir accès aux installations de TransCanada pour le transport de 0,145 million de mètres cubes (5,1 de pieds cubes) de gaz naturel par jour d'Empress (Alberta) jusqu'à Emerson (Manitoba), à partir du 1^er septembre 1997.

L'Office a étudié la demande dans le cadre d'une audience publique qui s'est tenue du 7 au 10 octobre 1996 à Winnipeg (Manitoba).

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Décisions en instances

1. PanCanadian Petroleum Limited - Service sur le réseau de Pipeline Interprovincial Inc.

L'Office a tenu une audience publique du 4 au 13 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.

2. TransCanada Power Corp. - Ligne internationale de transport d'électricité - EH-1-96

L'Office a tenu une audience publique les 9 et 10 décembre 1996 à Calgary concernant une demande présentée par TransCanada Power pour obtenir l'autorisation de construire une ligne internationale de transport d'électricité.

TransCanada Power sollicite l'autorisation de construire une ligne internationale de transport d'électricité de 69 kilovolts qui s'étendra, à partir des États-Unis, sur environ 15 kilomètres (9 milles) au nord de la frontière internationale jusqu'à un point situé près de Wild Horse, en Alberta. La ligne se poursuivrait vers le nord sur environ 12,8 kilomètres (8 milles) le long du côté est de la servitude de la route 41 de l'Alberta avant de virer vers l'est sur environ 1,6 kilomètre (1 mille) le long d'un nouveau chemin d'accès à la station Wild Horse de la compagnie Express Pipeline Ltd.

L'installation projetée permettra à TransCanada Power de transporter de l'électricité à partir de la frontière internationale pour alimenter les moteurs et les auxiliaires électriques de la station de pompage Wild Horse d'Express Pipeline Ltd. Le coût de la ligne projetée s'élèverait à 725 000 $.

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Audiences prévues

1. Pipeline interprovincial Inc. - Remise en service de la canalisation 8 - OH-4-96

L'Office tiendra une audience publique à partir 27 janvier 1997 à London (Ontario) pour l'examen d'une demande présentée par Interprovincial visant la remise en service de sa canalisation 8, qui transporte des produits pétroliers en Ontario.

Interprovincial sollicite l'autorisation de remettre en service environ 210 kilomètres (130 milles) de conduite pour le transport des produits pétroliers du terminal Sarnia de la compagnie jusqu'à Millgrove Junction, au nord d'Hamilton (Ontario). La canalisation 8, qui est un élément des anciennes opérations du réseau d'Interprovincial, a été en service jusqu'à l'automne de 1994. Elle a été officiellement mise hors service le 22 novembre 1995.

2. Novagas Clearinghouse Pipelines Ltd. - Construction de pipeline - OH-2-96

L'Office tiendra une audience publique à partir du 10 eacute;vrier 1997 à Calgary (Alberta) concernant une demande de Novagas pour obtenir l'autorisation de construire et d'exploiter un pipeline pour le transport des liquides de gaz naturel du nord-est de la Colombie-Britannique jusqu'en Alberta.

Novagas sollicite l'autorisation de construire un pipeline de liquides de gaz naturel d'environ 58 kilomètres (35 milles) de longueur avec des installations connexes de pompage et de comptage. Le pipeline s'étendrait de l'usine de chevauchement de Solex Developments Company Inc. à Taylor (Colombie-Britannique) jusqu'à l'installation de comptage de Novagas Clearinghouse Ltd. en Alberta. Les installations projetées permettront la livraison de liquides de gaz naturel dont l'éthane, le butane et les condensats, aux installations de stockage et de fractionnement en Alberta.

Novagas estime le coût total du projet à 8 millions $. La compagnie prévoit que la construction commencerait en deux phases, à partir de juin 1997 et que les installations entreraient en service le 1^er avril 1998.

3. Federated Pipe Lines (Northern) Ltd. - Pipeline pour le transport du pétrole et des liquides de gaz naturel - OH-3-96

L'Office tiendra une audience publique à partir du 24 février 1997 à Calgary (Alberta) concernant une demande de Federated pour obtenir l'autorisation de construire et d'exploiter un pipeline pour le transport du pétrole et des liquides de gaz naturel de Taylor (Colombie-Britannique) à Belloy (Alberta).

Federated projette de construire un pipeline d'environ 172 kilomètres (106 milles) de longueur qui acheminerait du pétrole brut, des condensats séparés, de l'éthane plus et du propane plus à partir des installations de Taylor jusqu'à l'interconnexion avec un pipeline dont la construction est projetée à Belloy. Le pipeline aura une capacité de livraison initiale de 8 250 mètres cubes (52 000 barils) par jour.

Le coût estimatif du pipeline est environ 40,8 millions $ et la construction sera terminée à l'hiver 1997-1998.

4. Projets de gaz de l'île de Sable

Une audience publique a été fixée concernant les demandes pour les projets de gaz de l'île de Sable décrites ci-dessous. L'audience officielle commencera à Halifax (Nouvelle-Écosse) le 7 avril 1997 et se poursuivra à Fredericton (Nouveau-Brunswick) le 28 avril 1997. Elle reprendra ensuite à Halifax le 26 mai 1997. Des audiences informelles se tiendront à Moncton (Nouveau-Brunswick) le 4 avril 1997 et à Antigonish (Nouvelle-Écosse) le 5 avril 1997.

L'audience publique se tiendra pour l'examen des projets suivants :

• un projet de Mobil Oil Canada Properties, Shell Canada Limitée et autres compagnies visant la mise en valeur six champs de gaz extracôtiers au large de l'île de Sable. Le projet comporterait l'aménagement d'un pipeline pour transporter le gaz à terre, d'une usine de traitement de gaz à Goldboro (Nouvelle-Écosse), d'un pipeline pour transporter les liquides de gaz naturel de l'usine de gaz jusqu'à Point Tupper (Nouvelle-Écosse) et d'installations de stockage des liquides de gaz naturel à Point Tupper;
• un projet de Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. visant la construction d'un pipeline pour transporter le gaz de l'usine de traitement du gaz jusqu'à un point situé le long de la frontière canado-américaine situé près de St. Stephen (Nouveau-Brunswick), en passant par la Nouvelle-Écosse; à ce point, le pipeline serait interconnecté à un pipeline dont on projette la construction aux États-Unis pour l'acheminement du gaz jusqu'aux marchés du Nord-Est des É.-U.

Le 10 septembre 1996, une commission a été créée pour l'examen public conjoint des projets de gaz de l'île de Sable. 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.

Les effets environnementaux du projet, ainsi que les effets socio-économiques connexes, seront étudiés par la commission, qui comprendra cinq membres. Trois membres de la commission examineront aussi certains aspects des projets à titre de membres du comité d'audience de l'Office national de l'énergie; et un membre de la commission examinera certains aspects à titre de commissaire de l'Office Canada Nouvelle–Écosse des hydrocarbures extracôtiers.

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Audience par voie de mémoires

Audience en cours

1. Diverses demandes d'exportation de gaz naturel

L'Office étudie cinq demandes visant l'obtention de licences autorisant l'exportation de quelque 10 milliards de mètres cubes (335 milliards de pieds cubes) de gaz naturel pendant des périodes allant de 10 à 16 ans.

Voici les demandes que l'Office étudie:

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Demande d'audience déposée

1. Westcoast Energy Inc. - Droits pour 1997

Le 6 novembre 1996, Westcoast a sollicité l'autorisation d'exiger de nouveaux droits à partir du 1^er janvier 1997. La compagnie a également demandé l'approbation d'une nouvelle méthode basée sur des incitatifs pour le calcul des besoins en recettes relativement aux services de transport du gaz naturel par sa canalisation principale de 1997 à 2001. Elle a aussi indiqué qu'elle déposerait une autre demande visant une nouvelle méthode basée sur des incitatifs pour le calcul des droits applicables à la collecte et au traitement dès le 1^er janvier 1998.

Westcoast sollicite une hausse générale des droits de 25 % par rapport aux droits exigibles en 1996.

Le 23 décembre 1996, l'Office a approuvé des droits provisoires à partir du 1^er janvier 1997 pour permettre une hausse de 10 % pour un acheminement typique de la zone 1 au point d'exportation de la zone 4. L'Office a également décidé de tenir une audience conjointe pour examiner la demande du 6 novembre 1996 relative aux droits pour 1997 et la prochaine demande relative à la méthode basée sur des incitatifs pour le calcul des droits applicables à la collecte et au traitement. L'Office a annoncé qu'il convoquerait une conférence préparatoire à l'audience aussitôt que possible après que Westcoast aura déposé sa prochaine demande. L'Office envisage de délivrer, après la conférence, une ordonnance d'audience relative aux deux demandes.

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Demande d'audience suspendue

1. Palliser Pipeline Inc. - Gazoduc

Le 23 décembre 1996, l'Office a accepté la requête de Palliser visant à suspendre l'examen de sa demande jusqu'à nouvel avis. La demande a été provoquée par la décision de PanCanadian Petroleum Limited de résilier son entente préalable relative au transport sur le pipeline projeté par Palliser compte tenu d'un accord de tarification avec NOVA Gas Transmission Ltd. PanCanadian possède la moitié de Palliser Pipeline Inc. et est responsable de l'excédent d'un demi-petajoule par jour de la capacité retenue par contrat de Palliser (l'autre propriétaire de Palliser est Union Energy Inc., une filiale de Westcoast Energy Inc.).

Le 15 novembre 1996, Palliser a sollicité l'autorisation de construire et d'exploiter un gazoduc de 240 kilomètres (149 milles). Elle projette aussi de construire environ 700 kilomètres (434 milles) de latéraux.

Le pipeline transporterait du gaz naturel provenant de champs établis du sud de l'Alberta et du sud-ouest de la Saskatchewan jusqu'à des installations de compression et de comptage situées près de la frontière entre l'Alberta et la Saskatchewan. De là, il serait relié à des installations existantes ou agrandies pour le transport du gaz jusqu'aux marchés du Midwest et du Nord-est américain, et de l'Est canadien.

Le pipeline aurait une capacité initiale de livraison de 34 millions de mètres cubes (1,2 milliard de pieds cubes) de gaz naturel par jour, et une date de mise en service du 1^er novembre 1998. Le coût des installation a été estimé à 365 millions $.

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Enquête publique

1. Fissuration par corrosion sous tension (FCST)

Le 19 décembre 1996, le comité de l'Office chargé de mener une enquête sur la FCST des pipelines canadiens a publié son rapport. Le rapport à l Office contient 27 recommandations visant à promouvoir la sécurité du public et portant sur les oléoducs et les gazoducs canadiens. L'Office a accepté les conclusions et les recommandations du comité et annoncera prochainement quelles mesures seront prises pour les mettre en oeuvre.

Les conclusions et les recommandations qui y figurent sont le fruit d'une enquête publique, qui a commencé en août 1995, dirigée par trois membres de l'Office. la partie d'audiecne publique de l'enquête a eu lieu du 15 au 23 avril 1996 à Calgary. L'enquête a porté sur tous les aspects du domaine pipelinier au Canada et a tiré profit de l'expérience et de l'expertise acquises à l'étranger. Il s'agit de la première enquête exhaustive au monde portant sur la FCST et les résultats, y compris de précieuses données scientifiques et techniques sur la situation canadienne, pourraient susciter de l'intérêt et être utiles à l'étranger.

La FCST a été à l'origine de 22 défaillances dont 12 ruptures dans des pipelines canadiens. La plupart des défaillances causées par la FCST sont survenues depuis 1985 dans des pipelines qui sont revêtus de ruban de polyéthylène et qui ont été installés entre 1968 et 1973.

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.

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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 1^er octobre 1996, l'Office a examiné les questions suivantes.

Gaz naturel

Questions réglées

1. TransCanada Gas Services Limited - Transfert des licences d'exportation de gaz naturel GL-136, GL-137, GL-248 et GL-249

Le 11 octobre 1996, l'Office a approuvé une demande de TransCanada Gas Services, datée du 4 octobre 1996, en vue de transférer les licences d'exportation de gaz naturel GL-136 et GL-137 de GasTrade Inc., ANG Resources Marketing Ltd. et 375660 Alberta Ltd. et Transco Energy Marketing Company (TEMCO) à TransCanada Gas Services en tant qu'agent de CanStates et TEMCO. TransCanada Gas Services a également sollicité le transfert des licences d'exportation de gaz naturel GL-248 et GL-249 de CanStates à TransCanada Gas Services, en tant qu'agent de CanStates.

2. PanEnergy Marketing Limited Partnership - Modifications des licences d'exportation de gaz naturel GL-145 et GL-147

Le 7 novembre 1996, l'Office a approuvé une demande de PanEnergy, datée du 26 septembre 1996, en vue de remplacer, sur les licences d'exportation de gaz naturel GL-145 et GL-147, le nom de Mobil Oil Canada Ltd. par celui de PanEnergy Marketing Canada Ltd. pour le compte de PanEnergy Marketing Limited Partnership en tant que titulaire des licences.

3. Westcoast Gas Services Inc. - Demande d'abrogation de la licence GL-162

Le 1^er novembre 1996, l'Office a approuvé une demande de Westcoast, datée du 23 octobre 1996, en vue d'abroger la licence d'exportation de gaz naturel GL-162 qui autorisait l'exportation à Rochester Gas & Electric Corporation.

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Électricité

Questions réglées

1. British Columbia Hydro and Power Authority - Exportation d'électricité

Le 25 octobre 1996, l'Office a approuvé une demande de BC Hydro, datée du 26 juillet 1996, en vue d'obtenir un permis l'autorisant à continuer à exporter à Tongass Power and Light Company de Hyder (Alaska) dans le cas du service frontalier (permis EPE-49), un maximum de 3 000 kilowatts de puissance garantie et jusqu'à 1 410 kilowattheures d'énergie garanties, pendant la période du 1^er janvier 1997 au 31 décembre 2001, et 1 680 kilowattheures d'énergie garantie pendant la période du 1^er janvier 2002 au 30 septembre 2006.

2. Fraser Paper Inc. (Canada) - Exportation d'électricité

Le 25 octobre 1996, l'Office a approuvé une demande de Fraser, datée du 27 juin 1996, en vue d'obtenir un permis l'autorisant à continuer à exporter (permis EPE-51), à Fraser Paper Inc. de Madawaska, Maine, 60 mégawatts de puissance garantie et jusqu'à 400 gigawattheures d'énergie garantie pendant n'importe quelle période de douze mois consécutifs, du 1^er janvier 1997 au 31 décembre 1999.

3. Sonat Power Marketing Inc. et Sonat Power Marketing L.P. - Exportation d'électricité

Le 1^er novembre 1996, l'Office a approuvé une demande de Sonat, datée du 23 août 1996, en vue d'obtenir des permis l'autorisant à exporter jusqu'à 400 mégawatts et 3 500 gigawattheures de puissance et d'énergie garanties et jusqu'à 3 500 gigawattheures d'énergie interruptible, par année, du 1^er novembre 1996 au 31 octobre 2006. Le maximum d'énergie garantie et interruptible pouvant être exporté ne doit pas dépasser 3 500 gigawattheures.

4. TransAlta Enterprises Corporation - Modification des permis d'exportation d'électricité EPE-73 et EPE-74

Le 20 décembre 1996, l'Office a approuvé une demande de TransAlta, datée du 20 juin 1996, en vue de modifier les permis EPE-73 et EPE-74 de façon à pouvoir exporter de l'électricité 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.

L'Office avait demandé l'opinion des parties intéressées sur la demande.

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Pipelines

Questions réglées

1. Rapports de vérification de la gestion de la sécurité

L'Office a adopté des Rapports de vérification de la gestion de la sécurité pour les compagnies suivantes :

• Trans Mountain Pipe Line Company Ltd. - le 1^er novembre 1996
• Pouce Coupé Pipe Line Ltd. - le 22 novembre 1996
• St. Clair Pipelines Limited -&nbnsp;le 22 novembre 1996
• Union Gas Limited - le 22 novembre 1996
• Pipeline Interprovincial Inc. - le 25 novembre 1996
• Dome NGL Pipe Line Ltd. - le 26 novembre 1996
• Dome NGL Pipeline Ltd. et La compagnie des pétroles
• Amoco Canada Limitée - le 26 novembre 1996
• Ethane Shippers Joint Venture - le 26 novembre 1996

2. Neutrino Resources Inc. et CML Resources Ltd. - Transfert d'un pipeline

Le 1^er octobre 1996, l'Office a approuvé les demandes, datées du 23 septembre 1996, présentées par Neutrino, pour avoir l'autorisation de vendre, et par CML, pour avoir l'autorisation d'acheter un pipeline de gaz combustible de polyéthylène de 200 mètres de longueur, qui traverserait la frontière entre l'Alberta et la Saskatchewan dans le comté 40.

3. Northrock Resources Ltd. et Canor Energy Ltd. - Vente de pipeline

Le 20 décembre 1996, l'Office a agréé une demande de Northrock, datée du 7 octobre 1996, en vue de vendre un pipeline à Canor, et une demande de Canor, datée du 8 octobre 1996, en vue d'acheter le pipeline. Le pipeline en question est de 5 400 mètres de longueur et traverse la frontière entre l'Alberta et la Saskatchewan dans le comté 30.

4. Westcoast Energy Inc. - Vente des installations Beg Jedney

Le 19 novembre 1996, l'Office a approuvé une demande de Westcoast, datée du 17 octobre 1996, en vue de vendre à Westcoast Gas Services Inc. ses installations Beg Jedney qui consistent en cinq pipelines pour l'acheminement du gaz brut, s'étendant à environ 60 kilomètres (37 milles) de la région Fort St. John de la Colombie-Britannique.

5. 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.

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Gazoducs

Oléoducs

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Questions à l'étude

6. Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) - Atelier concernant les pipelines

Le 20 novembre 1996, l'ACPP a demandé a l'Office d'établir et de publier une démarche pour un atelier au cours duquel les questions touchant l'aptitude des compagnies pipelinières à servir aux mieux l'industrie gazière seraient étudiées de façon générique.

Le 19 décembre 1996, l'Office a envoyé une lettre aux parties intéressées sollicitant des commentaires sur les questions suivantes:

• l'utilité de tenir l'atelier proposé par l'ACPP;
• le meilleur moment pour tenir un tel atelier;
• les questions qui pourraient y être traitées;
• les formules de rechange à la tenue de l'atelier proposé par l'ACPP (forums, etc.) qui pourraient servir aux mêmes fins.

7. Foothills Pipe Lines Ltd. - Projet d'agrandissement du tronçon est de 1998

Le 19 juillet 1996, Foothills a déposé, auprès de l'Office et de l'Administration du pipe-line du Nord (APN), deux demandes complémentaires visant son projet d'agrandissement du tronçon est de 1998. L'agrandissement fournirait une capacité d'exportation additionnelle d'environ 19,5 millions de mètres cubes (700 millions de pieds cubes) par jour, dans le sud de la Saskatchewan, le long de la frontière internationale, à partir du 1^er novembre 1998 (ce qui représente une hausse de 45 % de la capacité existante). Le coût du projet est estimé à 169 millions de dollars.

La demande déposée auprès de l'Office concerne l'agrandissement de l'installation de décompression-recompression à Empress (Alberta). Pour permettre un débit additionnel, Foothills projette l'aménagement d'un troisième recompresseur et d'une conduite connexe ainsi que l'allègement du débit de certaines conduites. Le coût prévu pour ces travaux est d'environ 18 millions $.

La demande déposée auprès de l'APN est présentée comme un addenda au rapport de Foothills sur la conception du réseau et vise l'autorisation de procéder, en vertu de la Loi sur le pipe-line du Nord, à la construction d'installations d'expansion connexes au tronçon construit au préalable en aval d'Empress. Les installations projetées consistent en un doublement, en deux segments, de 113,4 kilomètres (70,5 milles) de longueur et 1 067 millimètres (42 pouces) de diamètre, ainsi qu'un compresseur de remplacement à Piapot, la station de compression de la Saskatchewan, et d'autres installations connexes, y compris des rotors et des refroidisseurs à air aux quatre stations de compression en aval d'Empress, et un compteur additionnel à Monchy (Saskatchewan). Toutes ces installations seraient construites et aménagées en Saskatchewan, à l'exception d'un tronçon de 1,6 kilomètre sur la frontière entre l'Alberta et la Saskatchewan. Le coût prévu pour l'agrandissement du tronçon est d'environ 151 millions $.

8. 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 5 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 décidé de tenir une instance par voie de mémoires pour examiner la demande.

9. Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. - Projets gaziers de l'île de Sable et certificat d'utilité publique GC-68

Dans une lettre datée du 5 septembre 1996, TQM a indiqué son intention d'intervenir dans l'audience prévue pour le projet énergétique extracôtier de l'île de Sable. Dans sa lettre, TQM a demandé à l'Office de lui indiquer comment solliciter la prorogation du certificat d'utilité publique GC-68. Ce certificat, délivré à TQM en 1981, autorise la construction d'un gazoduc s'étendant du Québec à la Nouvelle-Écosse. Le gazoduc n'a jamais été construit.

Le 16 octobre 1996, l'Office a envoyé une lettre à TQM lui suggérant que si elle souhaitait procéder de cette manière plutôt que de déposer une nouvelle demande aux termes de l'article 52 de la Loi sur l'ONÉ, elle dépose une demande précisant l'exemption spécifique sollicitée ainsi que les pièces à l'appui.

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Transport, droits et tarifs

Questions réglées

1. Rapport de vérification

Le 14 novembre 1996, l'Office a délivré son rapport de vérification final, établi pour TransCanada PipeLines Limited pour l'année se terminant le 31 décembre 1995.

2. Alberta Natural Gas Company Ltd - Droits provisoires pour 1997

Le 20 décembre 1996, l'Office a approuvé les états des taux exigibles pour 1997, déposés par Alberta Natural, mais a rendus ces taux provisoires en attendant qu'il rende une décision sur le taux de rendement du capital-actions ordinaire pour 1997 (voir le point 8 ci-dessous.

3. TransCanada PipeLines Limited - Droits provisoires pour 1997

Le 20 décembre 1996, l'Office a approuvé une demande de TransCanada, datée du 11 décembre 1996, visant les droits provisoires exigibles à partir du 1^er janvier 1997.

TransCanada avait demandé que les droits provisoires correspondent aux droits approuvés pour 1996, avec les ajustements suivants :

• l'utilisation d'un taux de rendement des capitaux propres de 10,75 %;
• un ajustement qui tiendrait compte de la nouvelle méthode de calcul des frais supplémentaires pour la capacité libérée additionnelle;
• un ajustement qui tiendrait compte de la différence pour le service garanti offert au niveau de 1996 en dollars par millier de mètres cubes;
• un ajustement qui tiendrait compte de la différence est/ouest pour le service garanti à court terme et le service interruptible sur une base uniforme.

L'Office a informé la compagnie que l'ordonnance sur les droits provisoires est assujettie à sa décision finale portant sur le calcul et l'établissement du taux final de rendement du capital-actions ordinaire pour 1997 (voir le point 8 ci-dessous).

4. TransCanada PipeLines Limited - Rapport provisoire du groupe de travail sur les droits de 1997

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 :

5. Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. - Droits provisoires pour 1997

Le 20 décembre 1996, l'Office a approuvé une demande de TQM, datée du 2 décembre 1996, en vue d'obtenir une ordonnance qui rendrait provisoires, à partir du 1^er janvier 1997, ses droits actuels.

TQM a indiqué qu'elle traite avec ses clients de la possibilité de déterminer les coûts d'exploitation et d'entretien de son coût de service par un accord pluriannuel négocié plutôt qu'en déposant une demande annuelle traditionnelle. TQM a indiqué que les discussions continuent et qu'elle envisage de déposer une demande portant sur les droits aussitôt que possible après la fin des négociations.

L'Office a informé la compagnie que l'ordonnance provisoire est assujettie à sa décision finale portant sur le calcul et l'établissement du taux final de rendement du capital-actions ordinaire pour 1997 (voir le point 8 ci-dessous).

6. Westcoast Energy Inc. - Droits applicables aux installations Helmet/Peggo de la zone 1

Le 31 octobre 1996, l'Office a approuvé une demande de Westcoast, datée du 8 octobre 1996, visant l'approbation des droits et des frais supplémentaires révisés pour la zone 1, payables par les expéditeurs Helmet/Peggo.

7. Westcoast Energy Inc. - Accord de service limitrophe avec Peace River Transmission Company Ltd.

Le 25 octobre 1996, l'Office a approuvé une demande de Westcoast, datée du 16 septembre 1996, visant sa participation à un accord de service limitrophe avec Peace River Transmission Company Ltd, à partir du 1^er novembre 1996.

L'Office a demandé l'opinion des parties intéressées sur la demande.

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Questions à l'étude

8. Taux de rendement du capital-actions ordinaire pour 1997

Dans ses Motifs de décision (RH-2-94) sur le coût du capital de mars 1995, l'Office a jugé bon d'établir un mécanisme d'ajustement automatique pour redresser annuellement le rendement approuvé du capital-actions ordinaire. Le mécanisme, applicable dès 1996, est basé sur la variation du rendement prévu des obligations de 10 ans du gouvernement du Canada, publié dans Consensus Forecasts (Consensus Economics Inc., Londres, Angleterre), redressée pour tenir compte de l'écart entre les obligations de 10 ans et les obligations de 30 ans du gouvernement du Canada. La variation du taux de rendement du capital-actions ordinaire correspondra à 75 % de la variation, d'année en année, du rendement prévu des obligations.

Avant d'avoir rendu sa décision définitive sur le taux de rendement pour 1997, l'Office a reçu une requête de l'Association canadienne des pipelines de ressources énergétiques (ACPRÉ), demandant que l'Office prenne en considération son mémoire sur le calcul du taux de rendement du capital-actions ordinaire. Il a aussi reçu une lettre de l'Association canadienne des producteurs pétroliers s'opposant à cette requête.

L'Office a décidé que la demande de l'ACPRÉ a soulevé un doute raisonnable quant au bien-fondé de la décision RH-2-94 de l'Office. Il a donc décidé de réexaminer l'ordonnance délivrée en mars 1995 et a demandé aux parties intéressées par la décision RH-2-94 de donner leurs commentaires sur la meilleure manière d'interpréter les dispositions de l'ordonnance.

9. Foothills Pipe Lines (Alta.) Ltd., Foothills Pipe Lines (South B.C.) et Foothills Pipe Lines (Sask.) Ltd. - Budgets de dépenses d'exploitation et d'entretien de 1997

Le 20 décembre 1996, Foothills Pipe Lines Ltd. a demandé à l'Office, au nom des trois filiales susmentionnées, d'approuver ses budgets de dépenses d'exploitation et d'entretien pour la période de 12 mois prenant fin le 31 décembre 1997.

Le 20 décembre 1996, l'Office a informé Foothills qu'avant de rendre une décision définitive à l'égard des budgets proposés, il souhaitait examiner les coûts réels engagés par la compagnie en 1996 ainsi que l'analyse des écarts dans les dépenses d'exploitation et d'entretien de 1996, renseignements que la compagnie doit déposer le 28 février 1997. Par conséquent, l'Office a décidé de rendre une ordonnance provisoire par laquelle il a autorisé pour l'année se terminant le 31 décembre 1997 des budgets provisoires correspondant à 50 % des budgets que Foothills avait demandés.

10. Foothills Pipe Lines Ltd. - Modification du tarif

Le 5 décembre 1996, Foothills a demandé à l'Office d'approuver les révisions à son tarif approuvé. Elle propose de mettre en oeuvre un processus de saison ouverte pour accroître et rendre plus accessible la capacité de son réseau en zone 9.

Foothills a déclaré que, dans certains cas, les méthodes actuelles de file d'attente à la zone 9 ne permettent pas de répondre aux besoins des expéditeurs, parce qu'elles entravent les parties ayant besoin du service à peu d'avis et peuvent limiter l'aptitude de Foothills de répondre aux demandes de service en temps opportun. Il arrive souvent que les files d'attente contiennent des demandes de service périmées. De plus, la saison ouverte permet d'attirer l'attention d'un groupe plus vaste d'expéditeurs éventuels.

Le 20 décembre 1996, l'Office a décidé de tenir une instance par voie de mémoires pour examiner la demande.

11. Gouvernement des Territoires du Nord-Ouest (GTNO) - Plainte et avis motion - Droits et tarifs d'Interprovincial Pipe Line (NW) Ltd. - Pipeline Norman Wells

(Pour plus d'information concernant ce sujet, voir le point 8 sous Transport, Droits et Tarifs à la page 9 du numéro 58 des Activités de réglementation daté du 1^er octobre 1996.)

Le 30 décembre 1996, l'Office a approuvé les droits provisoires d'IPL(NW) pour 1997.

12. Morgan Hydrocarbons Inc. -  concernant Murphy Oil Company Ltd. et Manito Pipelines Ltd.

(Pour plus d'information concernant ce sujet, voir le point 9 sous Transport, Droits et Tarifs à la page 10 du numéro 58 des Activités de réglementation daté du 1^er octobre 1996. Voir aussi le point 5 sous Appels en instance à la page 13 de ce numéro des Activitée de réglementation.)

13. PanCanadian Petroleum Limited - Requête pour le transport du condensat

Le 17 septembre 1996, PanCanadian a demandé que l'Office ordonne à La compagnie des pétroles Amoco Canada Limitée de rétablir le service de transport du condensat entre Marysville (Michigan) et Sarnia (Ontario). En 1995, Amoco a retiré du service un pipeline de 8 pouces traversant la rivière St. Clair pour y acheminer plutôt du gaz de pétrole liquéfié. PanCanadian souhaite que le condensat soit acheminé de Marysville Fractionator dans le Michigan à l'installation de Novacor à Sarnia.

Le 24 décembre 1996, l'Office a envoyé une lettre à PanCanadian et à Amoco les informant qu'il envisageait de tenir une audience publique orale en vue d'examiner la requête de PanCanadian. Cependant, l'Office a indiqué qu'il ne fera suite à la question que lorsque PanCanadian aura fourni une mise à jour concernant l'état actuel de sa requête et l'état du pipeline de raccordement américain.

14. TransCanada PipeLines Limited - Droits provisoires - Remboursement de Great Lakes Gas Transmission Limited Partnership

(Voir le point 6 de la rubrique Transport, droits et tarifs à la page 9 des Activités de réglementation du 1^er octobre 1996, numéro 58)

Le 19 septembre 1996, l'Office a rendu sa décision sur la méthode par laquelle TransCanada devrait distribuer un remboursement d'environ 38 millions $ US qu'elle prévoit recevoir de Great Lakes. Le remboursement, qui doit s'échelonner sur une période de trois ans, à partir de 1996, concerne les frais supplémentaires payés par TransCanada à Great Lakes pour un service obtenu entre le 1^er novembre 1991 et le 30 septembre 1995.

Le 18 novembre 1996, TransCanada a demandé que ses droits pour 1996 applicables au service garanti offert et au service de transport assorti de stockage, soient rendus provisoires, assujettis à toute décision en matière d'appel aux États-Unis, portant sur la décision de Federal Energy Regulatory Commission sur les droits supplémentaires sur le réseau Great Lakes.

Le 28 novembre 1996, l'Office a décidé de rendre provisoires les droits applicables aux services susmentionnés et de demander l'opinion des parties intéressées sur la question par voie de mémoires.

15. TransCanada PipeLines Limited - Service d'échanges multiples et de regroupement (SÉMR)

Le 25 juillet 1996, l'Office a approuvé une demande de TransCanada en vue d'offrir le SÉMR dans le cadre d'un programme-pilote jusqu'au 31 décembre 1996 et seulement aux points d'exportation de Niagara et d'Iroquois. Le 16 décembre 1996, TransCanada a demandé que le SÉMR soit autorisé de façon permanente et à des points additionnels de son réseau. Elle a aussi sollicité l'autorisation d'offrir le SÉMR dans le cadre de son programme-pilote jusqu'à ce que l'Office ait décidé si ce service devait devenir permanent.

Le SÉMR permet aux expéditeurs, aux commercialisateurs et aux regroupeurs de regrouper les volumes de gaz à des points du service, en leur permettant d'y effectuer des échanges multiples ou des transferts de titre. Le gaz peut provenir de contrats de transport en amont ou en aval (par transport à rebours) d'autres comptes pour le SÉMR ou les deux. Toute partie souhaitant participer à ces transactions doivent détenir un compte SÉMR. Le titulaire d'un compte peut, à ce point de service, transférer son titre de propriété et le contrôle d'une partie ou de la totalité du gaz à tout autre titulaire d'un compte SÉMR.

Le 20 décembre 1996, l'Office a décidé d'examiner la question par voie de mémoires. Il à approuvé la demande de TransCanada de continuer à offrir le SÉMR dans le cadre du programme-pilote jusqu'à ce qu'il ait décidé si ce service doit devenir permanent.

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Régions pionnières

1. Déclarations de découverte importante et de découverte exploitable

L'Office a diffusé un document intitulé Notes à l'intention du demandeur - Demandes de déclaration de découverte importante et de déclaration de découverte exploitable.

Suite à la découverte de pétrole ou de gaz dans le Nord ou dans une zone extracôtière non assujettie à un accord fédéral-provincial de gestion conjointe, l'ONÉ est chargé de faire une déclaration de découverte importante, soit reconnaître qu'une découverte a été faite et définir les terres sur lesquelles le gisement de pétrole ou de gaz peut s'étendre. La demande de déclaration de découverte importante est faite par l'indivisaire intéressé auprès de l'ONÉ avant l'expiration du titre. L'ONÉ peut aussi faire une déclaration de découverte importante de sa propre initiative, et, d'après les résultats d'autres forages, modifier une déclaration ou annuler une déclaration antérieure.

Lorsque l'ONÉ a fait la déclaration de découverte importante, l'indivisaire peut demander au ministre des Affaires indiennes et du Nord Canada (MAINC), pour les zones continentales et extracôtières du Nord, ou à la ministre de Ressources naturelles Canada, pour les zones extracôtières qui ne relèvent pas de la compétence du MAINC et qui ne sont pas assujetties à un accord, une attestation de découverte importante qui étend le titre aux terres décrites dans la déclaration.

S'il prévoit exploiter la découverte, l'exploitant peut demander à l'ONÉ une déclaration de découverte exploitable, définie comme étant un lieu de réserves d'hydrocarbures suffisantes pour justifier les investissements et les travaux nécessaires à leur mise en production. L'ONÉ peut aussi, d'après les résultats d'autres forages, faire une déclaration de découverte exploitable de sa propre initiative, modifier une déclaration ou annuler une déclaration antérieure.

Une déclaration de découverte exploitable permet à l'indivisaire de demander au ministre concerné une licence de production qui confère le titre aux hydrocarbures produits. L'ONÉ est chargé d'approuver un plan de développement pour la mise en production.

2. Activités dans les régions pionnières au cours du quatrième trimestre de 1996

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Appels, renvoi et révision

Appels en instance

1. 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.)

La Cour a étudiée les questions préliminaires a Vacouver en novembre 1996. La demande d'obtenir une ordonnance l'autorisant à ne pas tenir compte du renvoi devant la Cour sera étudié par la Cour le 13 janvier 1997 à Vancouver.

2. 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.

3. British Columbia Wilderness Federation - British Columbia Power Exchange Corporation (POWEREX)

Le 11 octobre 1996, la BC Wilderness Federation a déposé une demande auprès de la Cour d'appel fédérale pour interjeter appel de la décision de l'Office, qui autorisait POWEREX à exporter de l'électricité à Intalco Aluminum Corporation.

4. 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.

Le 7 novembre 1996, la Cour a agréé la demande d'interjeter appel.

5. 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.

6. Morgan Hydrocarbons Inc. - Manito Pipelines Ltd. - Cessation d'exploitation d'un pipeline - MH-1-96

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.

7. 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. Toutefois, la Cour a approuvé la demande d'interjeter appel de la même décision. 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 ».

8. 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 7 ci-dessus).

9. Rocky Mountain Ecosystem Coalition (RMEC) - Express Pipeline Limted - OH-1-95

Le 29 octobre 1996, la RMEC a déposé une demande auprès de la Cour suprême du Canada pour interjeter appel de la décision de la Cour fédérale de rejeter la demande de RMEC pour obtenir une ordonnance visant à soumettre le rapport de la Commission d'évaluation environnemental concernant le projet de pipeline d'Express à une révision judiciaire.

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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 l'Office a suspendu sa décision 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 1 sous Appels).

La Cour a étudiée les questions préliminaires a Vacouver en novembre 1996. La demande d'obtenir une ordonnance l'autorisant à ne pas tenir compte du renvoi devant la Cour sera étudié par la Cour le 13  1997 à Vancouver.

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Révision

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.

Dans une lettre adressée à Westcoast le 7 novembre 1996, l'Office a indiqué qu'il avait rescindé l'ordonnance d'avis du 5 juin 1996, compte tenu de la décision de la Cour fédérale.

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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 projet de Règlement de l'Office national de l'énergie concernant l'électricité sera publié dans la Partie II de la Gazette du Canada, en février 1997.

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 etles 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.

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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.

Le 10 décembre 1996, l'Office a envoyé à la ministre de Ressources naturelles Canada un rapport concernant les commentaires des personnes intéressées sur l'étude.

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Évaluation du marché du gaz naturel

Le 28 novembre 1996, l'Office a diffusé le plus récent rapport sur l'Évaluation du marché du gaz naturel (ÉMGN), intitulé Le gaz naturel canadien dix ans après la déréglementation. Les ÉMGN contiennent les résultats de la surveillance qu'exerce en permanence l'Office à l'égard du marché du gaz naturel dans le cadre de sa Méthode axée sur les conditions du marché (MACM). La MACM repose sur le principe fondamental selon lequel le marché fonctionnera en général de façon à ce que les besoins canadiens en gaz naturel soient satisfaits à des prix justes.

Le rapport visait à : (1) examiner les changements survenus sur le marché canadien du gaz naturel au cours des dix années suivant la déréglementation; (2) décrire le fonctionnement actuel du marché; (3) aider l'Office à déterminer si le marché fonctionne généralement de façon à satisfaire les besoins du Canada en gaz naturel à des prix justes.

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Questions administratives

Réorganisation

En octobre 1996, l'Office a décidé qu'une réorganisation permettrait de réaliser les objectifs relevés dans le Plan stratégique, à savoir :

• maintenir ou relever ses normes, déjà élevées, de service en matière de réglementation;
• transformer l'organisation afin d'obtenir les résultats essentiels à la réalisation du but global de l'Office qui est de rendre des décisions justes, impartiales et respectées.

Les cinq secteurs d'activité seront en place à partir du premier trimestre de l'année 1997.

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Site Web

Le 16 décembre 1996, l'Office a lancé son nouveau site Internet, qui fournira un accès électronique au World Wide Web à un éventail de documents et de services d'information. Le site, qui est bilingue, fourni des renseignements sur l'Office, son rôle et son mandat à titre d'organisme de réglementation, une explication du processus d'audience publique et une description de la façon dont le public peut participer aux audiences. En outre, on y a versé les versions complètes des communiqués de presse, du bulletin trimestriel Activités de réglementation, les aperçus des décisions d'audience et les rapports statistiques courants d'intérêt pour la collectivité de la réglementation.

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Système de dépôt électronique des demandes relatives à la réglementation (SDÉ)

Phase I du SDÉ Conception et spécifications de l'architecture de traitement de l'information et développement de la définition du type de document

La Phase I du SDÉ est maintenant achevée. Les 11 et 12 décembre 1996, les résultats de cette phase ont été traités au cours d'une série de réunion tenues à Toronto. Les participants de l'ONÉ, de la Commission de l'énergie de l'Ontario et de compagnies réglementées ont obtenu les seize définitions de type de document (DTD) qui serviront pour les documents électroniques normalisés en matière de réglementation. Un rapport sur les essais préliminaires des DTD, faits par une gamme représentative d'auteurs de documents à Calgary, Edmonton et Toronto, a été remis aux participants, ainsi que les résultats d'une récente analyse des coûts et avantages basée sur des données provenant de 17 organisations participantes. Il a été indiqué que le projet de SDÉ devrait se repayer dans les trois ans suivant la mise en oeuvre du système, et améliorer de façon notable le processus de réglementation. Les participants ont tous consenti à passer à la Phase II du projet.

Phase II du SDÉ Validation et projets pilotes

La validation a été entreprise le 13 décembre 1996; elle sera le point centrale des activités relatives au SDÉ durant le premier semestre de 1997. Durant cette phase, les participants au SDÉ poursuivront les essais des DTD normalisés, mis au point au cours de la Phase I, pour vérifier s'ils permettent de créer, d'échanger et de réutiliser l'information en matière de réglementation. Durant cette phase, les participants obtiendront une expérience pratique de la technologie du SDÉ, y compris du dépôt électronique des documents qui contiendra tous les documents de réglementation déposés.

Types de documents examinés au cours des Phases I et II :

• exportations et importations (réglementation fédérale)
• installations et taux (réglementations fédérale et provinciale)
• rapports de surveillance (réglementations fédérale et provinciale)
• concessions et aide financière (réglementation provinciale)

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Allocutions

"Regulation - What's Hot, What's Not" exposé présenté par Judith A. Snider, membre de l'Office, à la Info-Tech 12th Annual Natural Gas Marketing conference à Calgary (Alberta) le 2 octobre 1996.

"Role of Canada in the Evolution of the North American Energy Market" exposé présenté par Judith A. Snider, membre de l'Office, à la American Bar Association à Boston (Massachusetts) le 4 octobre 1996.

"Leçons que le statut d'employeur distinct nous a apprises" exposé présenté par R. Priddle, Président, au Déjeuner des sous-ministres à Ottawa (Ontario) le 4 octobre 1996 (graphiques seulement).

"Issues at the National Energy Board" exposé présenté par Judith A. Snider, membre de l'Office, à la Intenco Energy Consultants Ltd. Client Meeting à Calgary (Alberta) le 5 décembre 1996.

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Rapports et documents diffusés du 1^er octobre au 31 décembre 1996

Motifs de décisions

TransCanada PipeLines Limited - Installations de 1997-1998 - GH-3-96 - Motifs de décision datés de novembre 1996; diffusés le 28 novembre 1996.

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Rapports

Évaluation du marché du gaz naturel - Le gaz naturel canadien dix ans après la déréglementation - Novembre 1996

Rapport de l'enquête - Fissuration par corrosion sous tension des oléoducs et gazoducs canadiens - MH-2-95 - Novembre 1996

Pipeline Abandonment - A Discussion Paper on Technical and Environmental Issues - November 1996

(Preparé pour le Pipeline Abandonment Steering Committee qui comprend des représentants de l'Association canadienne des producteurs pétroliers, l'Association canadienne des pipelines des resources énergétiques, la Alberta Energy and Utilities Board, et l'Office national de l'énergie)

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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.

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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.

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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

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