couvrant la période du 1^er avril au 30 juin 1997

Demandes instruites dans le cadre d'une audience publique

Audiences orales

Décisions rendues

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

Motifs de décision datés de d'avril 1997; diffusés le 10 avril 1997.

L'Office a approuvé une demande de Federated pour la construction d'un pipeline d'environ 172 kilomètres (106 milles) de conduite de 273,1 millimètres (10 pouces) de diamètre, pour le transport du pétrole brut, des condensats séparés, de l'éthane plus et du propane plus produits à Taylor, en Colombie-Britannique jusqu'à un raccordement à un pipeline projeté à Belloy, en Alberta. L'oléoduc aurait d'une capacité initiale de 8 250 mètres cubes (52 000 barils) par jour. Le coût estimatif du pipeline est environ 40,8 millions de dollars et la construction sera terminée à l'hiver 1997-1998.

La demande a fait l'objet d'une audience publique à Calgary du 24 au 27 février 1997.

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

Motifs de décision datés de d'avril 1997; diffusés le 17 avril 1997.

L'Office a approuvé la demande d'Interprovincial en vue de remettre en service les 210 premiers kilomètres (130 milles) de la canalisation 8 actuelle, soit la partie qui s'étend du terminal Sarnia à la jonction Milgrove, au nord de Hamilton (Ontario). La canalisation 8, qui a été exploitée jusqu'à l'automne de 1994, fait partie de l'ancien réseau d'Interprovincial. L'oléoduc a été officiellement mis hors service le 22 novembre 1995.

La demande a fait l'objet d'une audience publique qui s'est tenue à London (Ontario), les 27 au 31 janvier 1997.

3. Novagas Clearinghouse Pipelines Ltd. - Pipeline pour des liquides de gaz naturel - OH-2-96

Motifs de décision datés de d'avril 1997; diffusés le 1^er mai 1997.

L'Office a approuvé une demande de Novagas pour 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'étendra 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 et par la suite au marché. Le coût estimatif du projet est 8 millions de dollars. La compagnie prévoit que la construction commencerait en deux phases, à artir de juin 1997 et que les installations entreraient en service le 1^er avril 1998.

La demande a fait l'objet d'une audience publique qui s'est tenue à Calgary du 10 au 12 février et les 12 et 13 mars 1997.

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Décisions en instances

1. Compagnie des pétroles Amoco Canada Ltée (Amoco), au nom de Dome Kerrobert Pipeline Ltd. et PanCanadian Kerrobert Pipeline Ltd. - Pipeline de liquides de gaz naturel - OH-1-96

L'Office a tenu une audience publique le 16 juin 1997 à Calgary concernant une demande présentée par Amoco au nom de Dome et PanCanadian visant la construction d'un pipeline de liquides de gaz naturel dans le sud-ouest de la Saskatchewan.

Amoco souhaite construire un pipeline de 155 kilomètres (96 milles), d'un diamètre de 273,1 millimètres (10 pouces), pour le transport des liquides de gaz naturel produits aux usines d'extraction des LGN à Empress, en Alberta, jusqu'au réseau de Pipeline Interprovincial Inc. à Kerrobert, en Saskatchewan. Le pipeline transportera tous les LGN extraits aux usines d'Amoco, d'Empress Gas Liquids Joint Venture et de PanCanadian plus une partie de la production de LGN de l'usine de Petro-Canada.

Le pipeline longerait le pipeline actuel d'un diamètre de 219,1 millimètres (8 pouces) en réponse à la hausse prévue de la production de LGN à ces usines. Le nouveau pipeline, d'une capacité d'environ 7 937 mètres cubes (50 000 barils) par jour, porterait la capacité de transport des LGN de 10 640 mètres cubes (67 000 barils) à 18 577 mètres cubes (117 000 barils) par jour. Le coût estimatif du projet est 23 millions de dollars. Les installations seraient mises en service en novembre 1997.

2. Westcoast Energy Inc. - Droits pour 1997 - RH-1-97

L'Office a tenu une audience publiques du 23 au 27 juin 1997 à Vancouver concernant une demande de Westcoast visant les droits que la compagnie peut exiger à partir du 1^er janvier 1997 jusqu'au 31 décembre 2001. Dans sa demande, Westcoast sollicite aussi l'approbation de méthodes incitatives d'établissement des droits pour la même période.

Westcoast a déposé une version révisée, datée du 20 mai 1997, de sa demande visant les droits définitifs de 1997. La révision tient compte d'un règlement pluriannuel incitatif que Westcoast, ses expéditeurs et d'autres intervenants ont négocié concernant les droits et les méthodes de conception des droits. Les droits qu'exige la compagnie depuis le 1^er janvier 1997 sont provisoires.

À l'audience l'Office a aussi étudié les questions du recouvrement des dépenses engagées par Westcoast dans les projets d'agrandissement Fort St. John et Grizzly Valley.

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Audience en marche

1. Projets de gaz de l'île de Sable - GH-6-96

Une audience publique est en marche depuis le 7 avril concernant les demandes pour les projets de gaz de l'île de Sable. L'audience officielle a commencée à Halifax (Nouvelle-Écosse) le 7 avril 1997 et ses poursuivi à Fredericton (Nouveau-Brunswick) le 28 avril 1997. Elle a repris ensuite à Halifax le 26 mai 1997. Des audiences informelles on eut lieu à Moncton (Nouveau-Brunswick) le 4 avril 1997 et à Antigonish (Nouvelle-Écosse) le 5 avril 1997.

L'audience publique est pur examiner les 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. (M&NPP) 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.

Le 7 mars 1997, Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (Gazoduc TQM) a déposé la preuve des intervenants dans laquelle la compagnie présente un autre tracé pour le gazoduc transportant le gaz du projet de l'île de Sable à travers le Nouveau-Brunswick et le Québec. De plus, Gazoduc TQM a demandé que l'audience visant le projet M&NPP soit reportée ou que la décision sur la demande visant le projet M&NP soit retardée jusqu'à ce que Gazoduc TQM puisse déposer une demande d'approbation de pipeline et qu'elle soit entendue.

Le 17 mars 1997, la commission mixte a décidé que l'audience ne serait pas reportée. La deuxième requête de Gazoduc TQM, à savoir que l'on retarde la décision sur la demande visant le gazoduc, sera examinée à la fin de l'audience, après la dernière plaidoirie. Par conséquent, la commission mixte entendra les preuves et les plaidoiries relatives au mémoire de Gazoduc TQM pendant l'audience.

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Report d'audience

1. M. Robert A. Milne, 3336101 Ontario Limited, président du conseil d'administration, représentant Milne Crushing & Screening - MH-1-97

Le 28 avril 1997, l'Office a décidé de surseoir à l'audience publique qui devait commencer le 24 juin 1997 à Thunder Bay (Ontario), pour étudier la demande que A. Milne lui avait adressée concernant la permission d'exploiter les agrégats à proximité du pipeline de TransCanada PipeLines Limited.

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Audiences prévues

1. TransCanada PipeLines Limited - Droits de 1997 - RH-1-97

L'Office tiendra une audience publique à partir du 28 juillet 1997 concernant une demande présentée par TransCanada visant les droits que la compagnie peut exiger à partir du 1^er janvier 1997. TransCanada applique des droits provisoires depuis le 1^er janvier 1997, jusqu'à ce qu'une décision soit rendue concernant sa demande de droits pour 1997 qui a été déposée dans le cadre de son Règlement sur le recouvrement des coûts et le partage des recettes.

L'Office a reçu une lettre de plainte, le 15 avril 1997, de la compagnie The Consumers' Gas Company Ltd. (Consumers') concernant les unités allouées dont s'est servie TransCanada pour calculer les droits. Consumers' a indiqué qu'elle avait tenté de régler la question grâce à des pourparlers avec TransCanada, mais elle a signalé à l'Office que la question n'avait pu être réglée.

En outre, TransCanada a demandé d'être autorisée à signer des contrats de transport, d'équilibrage et de stockage, ainsi qu'à acheter du gaz de « démarrage », pour pouvoir remplacer le service de transport garanti offert (SGO), que Consumers' et Union Gas Limited ont choisi de transformer en service de transport garanti (TG).

Le 4 juin 1997, TransCanada a avisé l'Office de son intention de demander à l'audience l'approbation des modifications apportées au tarif, touchant les droits de renouvellement de tous les expéditeurs utilisant les services TG, SGO et de transport assorti de stockage.

Par conséquent, l'Office a décidé de tenir une audience publique pour l'examen de ces questions, ainsi que de toutes autres questions concernant les révisions apportées à la demande de TransCanada visant les droits de 1997. L'Office a statué que la question des unités allouées, de la demande de conversion du SGO et les questions concernant la demande de TransCanada visant les droits de 1997 seraient entendues lors de la Phase I de l'audience. La question relative aux droits de renouvellement de contrat sera entendue lors de la Phase II de l'audience.

Le taux de rendement du capital-actions ordinaire de TransCanada, qui est de 10,67 % pour 1997, a déjà été approuvé par l'Office.

2. Pipeline Interprovincial Inc. - Renverser le sens de l'écoulement de la canalisation 9 - OH-2-97

L'Office tiendra une audience publique à partir du 5 août 1997 à Calgary et qui se poursuivera à London le 11 août 1997 concernant une demande présentée par Pipeline Interprovincial qui souhaite renverser le sens de l'écoulement dans son oléoduc qui s'étend entre Montréal et Sarnia et qui est appelé canalisation 9.

La compagnie propose de renverser le sens de l'écoulement dans la canalisation 9 pour pouvoir acheminer le pétrole brut d'est en ouest, soit de Montréal vers les grandes raffineries de l'Ontario. Le pétrole brut sera importé au Canada par le réseau Portland/Montréal. Interprovincial estime à environ 89 millions de dollars le coût du renversement de la canalisation, qui est d'une longueur de 832 kilomètres (517 milles). La mise en service se ferait le 1^er avril 1998.

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Audiences par voie de mémoires

Décisions rendues

1. Divers demandes d'exportation de gaz naturel - GHW-2-96

Motifs de décision datés d'avril 1997; diffusés le 23 avril 1997.

L'Office a approuvé cinq demandes visant l'obtention de licences autorisant l'exportation de quelque 9,5 milliards de mètres cubes (333,4 milliards de pieds cubes) de gaz naturel pendant des périodes allant de 10 à 16 ans.

Les demandes provenaient de la part de Coastal Gas Marketing Company, Enron Capital & Trade Resources Corp., PanEnergy Marketing Limited Partnership, ProGas Limited (trois licences) et United States Gypsum Company.

2. Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (TQM) - Règlement pluriannuel sur les droits - RHW-1-97

Motifs de décision datés d'avril 1997; diffusés le 30 avril 1997.

L'Office a approuvé une demande par TQM visant à faire approuver un règlement à caractère incitatif qu'elle a négocié avec ses Parties intéressées. Ce Règlement pluriannuel servira de base au calcul des besoins en revenus de TQM pour la période de cinq ans portant du 1^er janvier 1997 au 31 décembre 2001. De plus, il prescrit la démarche que TQM suivra chaque année, pendant la durée de validité du Règlement, relativement à sa demande de droits.

Le Règlement ainsi approuvé prévoit des besoins en revenus de 65 926 000 $ et un rendement global de la base tarifaire de 9,85 % pour l'année d'essai 1997.

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Demande à l'étude

1. Divers demandes d'exportation de gaz naturel - GHW-1-97

L'Office étudie neuf demandes visant l'obtention de licences d'une durées de dix ans autorisant l'exportation de quelque 8,0 millions de mètres cubes (282,3 millions de pieds cubes) par jour de gaz naturel.

Les demandes sont de la part de Coastal Gas Marketing Company (deux demandes), CoEnegy Trading Company, Enron Capital & Trade Resources Corp. (trois demandes), Ranger Oil Limited, United States Gypsum Company et Westcoast Gas Services Inc.

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Demandes d'audience déposées

1. Alliance Pipeline Ltd. - Gazoduc

Le 3 juillet 1997, Alliance a déposé une demande visant obtenir un certificat d'utilité publique pour construire et exploiter la partie canadienne d'un réseau de gazoducs qui s'étendrait du nord-est de la Colombie-Britannique et du nord-ouest de l'Alberta jusqu'à la région du Midwest, aux États-Unis, ainsi que l'approbation des droits et tarifs connexes.

La partie canadienne du projet comprendrait (i) environ 1 565 kilomètres (970 milles) de canalisation principale, qui s'étendrait d'un point situé près de Gordondale, en Alberta, jusqu'à un point le long de la frontière internationale près d'Elmore, en Saskatchewan, ainsi que les installations connexes; et (ii) environ 770 kilomètres (480 milles) de latéraux et les installations connexes en Colombie-Britannique et en Alberta. Le coût en capital estimatif du projet est de 1,9 milliards de dollars. La partie américaine de la canalisation principale, que doit construire Alliance Pipeline L.P., s'étendrait sur environ 1 430 kilomètres (890 milles) à partir du terminal de la compagnie près de Chicago, dans l'Illinois. Les canalisations canadienne et américain seraient surtout de 914 millimètres (36 pouces) de diamètre; les latéraux canadiens seraient d'un diamètre allant de 114 à 610 millimètres (4 à 24 pouces).

Le réseau, qui devrait être achevé vers la fin de 1999, permettrait de livrer 37,5 millions de mètres cubes (1,325 milliards de pieds cubes) de gaz naturel sur une base garantie.

La demande a été faite conformément à la Loi sur l'Office national de l'énergie; elle est aussi conçue pour satisfaire aux exigences de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale. L'Office a fait connaître le 19 juin 1997 la portée de l'évaluation environnementale que doit mener Alliance, d'après les renseignements préliminaires que la compagnie a déposés.

2. Crowsnest Pipeline Project (CNP) - lConstruction d'un gazoduc

Le 26 mai 1997, CNP, de la part d'ATCO Gas Pipelines - une division de ATCO Gas Services Ltd. - et de Shell Canada Limitée (Shell), a déposé une demande visant la construction d'un gazoduc ainsi que sur l'approbation des droits et tarifs proposés.

CNP projette la construction d'environ 26 kilomètres (16 milles) de pipeline de 323 millimètres (12 pouces) de diamètre ainsi que de 52,6 kilomètres (33 milles) de pipeline de 406 millimètres (16 pouces) de diamètre entre l'usine à gaz de Shell, située à Waterton (Alberta), et la station de compression d'Alberta Natural Gas Ltd (ANG), située à environ quatre kilomètres à l'ouest de la frontière de la Colombie-Britannique. Le pipeline servira à transporter le gaz produit par l'usine Waterton de Shell et destiné au marché d'exportation. Le coût estimatif du projet est 35 millions de dollars et l'exploitation commerciale devrait débuter peu de temps après le milieu d'octobre 1998.

3. TransCanada PipeLines Limited - Gazoduc - NEXUS

Le 20 juin 1997, l'Office a publié un avis d'instance concernant une demande de TransCanada visant la construction de nouvelles installations pour 1998. L'Avis d'audience sollicitait les commentaires des parties intéressées sur quatre questions relativement à la demande.

Le 27 juin 1997, l'Officea reçu une lettre de TransCanada qui lui signale avoir l'intention de réviser sa demande visant les installations de 1998/1999. Compte tenu de la lettre de TransCanada, l'Office a suspendu l'instance jusqu'à ce qu'il ait eu la possibilité d'examiner la demande révisée.

Dans sa demande du 13 mai, TransCanada prévoyait de construire environ 371 kilomètres (231 milles) de doublement pipelinier et de mettre en place des dispositifs de comptage additionnels à quatre stations, 11 nouveaux compresseurs et diverses autres installations connexes dans le cadre de la première phase de son programme pluriannuel d'agrandissement NEXUS.

La première phase de l'agrandissement aurait permit de convertir au service de transport garanti (TG) un volume annuel contractuel de 4 255 millions de mètres cubes (150,2 milliards de pieds cubes), qui est actuellement acheminé dans le cadre du service garanti offert (SGO); d'acheminer environ 12,3 millions de mètres cubes (436 millions de pieds cubes) par jour dans le cadre d'un nouveau service de transport garanti à partir d'Empress, en Alberta, à compter du 1^er novembre 1998, dont 13,4 % seraient destinés aux clients canadiens du Manitoba, de l'Ontario et du Québec, et le reste à des marchés de l'exportation; d'acheminer 567 000 mètres cubes (20 millions de pieds cubes) par jour dans le cadre d'un nouveau service de transport garanti sur courte distance, soit de St. Clair, en Ontario, jusqu'à East Hereford, au Québec, à compter du 1^er novembre 1998. TransCanada estime le coût d'immobilisation du projet à 1,1 milliard de dollars.

4. Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (TQM) - Gazoduc - Expension PNGTS

Le 30 avril 1997, TQM a déposé une demande visant la construction d'un gazoduc, appelé « expansion PNGTS », de Lachenaie, au Québec jusqu'à la frontière internationale près de Pittsburg, dans l'État du New Hampshire, aux États-Unis.

TQM souhaite construire environ 213,2 kilomètres (132,2 milles), d'un diamètre extérieur de 610 millimètres (24 pouces), qui s'étendrait de Lachenaie, au Québec, jusqu'à la frontière internationale près de East Hereford, au Québec. Elle demande aussi d'être autorisée à mettre en place, pour la première année d'exploitation, un compresseur de 7 mégawatts, à Lachenaie, et deux stations de mesurage, l'une à Waterloo et l'autre à East Hereford. Au cours de la deuxième année d'exploitation, TQM propose de mettre en place un autre compresseur de 3,2 mégawatts à East Hereford et un refroidisseur complémentaire à Lachenaie. Le coût estimatif du projet est de 270 millions de dollars et les installations entreraient en service le 1^er novembre 1998.

TQM a déclaré que les installations additionnelles de Lachenaie jusqu'à East Hereford sont requises pour assurer le service de transport du gaz naturel requis par TransCanada PipeLines Limited jusqu'au réseau de Portland Natural Gas Transmission System pour la desserte des marchés du Nord-Est des É.-U. TQM a aussi déclaré que les installations projetées sont requises pour répondre à une hausse importatnte des besoins de la Société en commandite Gaz Métropolitain, de Montréal, pour les Cantons de l'Est du Québec.

À partir du 1^er novembre 1998, 4,3 millions de mètres cubes (152,2 millions de pieds cubes) par jour seront livrés à East Hereford pour approvisionner les marchés du Nord- Est des É.-U., et 1,7 millions de mètres cubes (60 millions de pieds cubes) par jour seront livrés à Waterloo pour l'approvisionnement des marchés des Cantons de l'Est. Durant la deuxième année d'exploitation, les livraisons passeront à 5,9 millions de mètres cubes (210 millions de pieds cubes) par jour à East Hereford, et de 2,1 millions de mètres cubes (75 millions de pieds cubes) par jour à Waterloo.

5. Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (TQM) - Gazoduc

Le 26 juin 1997, TQM a déposé une demande visant la construction d'un gazoduc de Saint-Nicolas, au Québec, jusqu'à la frontière du Nouveau-Brunswick.

TQM propose de construire 262 kilomètres (192 milles) de gazoduc, d'un diamètre de 610 millimètres (24 pouces), qui s'étendrait de Saint-Nicolas, au Québec, jusqu'à la frontière du Nouveau-Brunswick. Elle projette aussi de construire 13,5 kilomètres (8,4 milles) de doublement, d'un diamètre de 406 millimètres (16 pouces), de St. Nicolas à Augustin-de-Desmaures, au Québec, et d'installer trois stations de compression de 7 mégawatts pour transporter jusqu'à East Hereford des volumes additionnels destinés au réseau de Portland Natural Gas Transmission System (PNGTS), et quatre stations de comptage aux fins de livraison du gaz aux marchés de la Société en commandite Gaz Métropolitain à Cabano, Rivière-du-Loup, La Pocatière et Montmagny, au Québec. Les installations, d'un coût estimatif de 305,3 millions de dollars, entreraient en service le 1^er novembre 1999.

Dans sa demande, TQM a déclaré que les installations sont requises pour assurer le transport du gaz de l'île de Sable jusqu'aux marchés de Gaz Métropolitain au Québec, aux marchés de The Consumers' Gas Company Ltd. en Ontario et aux marchés du Nord-Est des États-Unis grâce au prolongement du réseau de TQM de Lachenaie à East Hereford.

En avril 1997, TQM a sollicité l'autorisation du projet de prolongement vers PNGTS (voir le point 4 ci-dessus). TransMaritime Gas Transmission Ltd. projette de déposer, en août 1997, une demande visant la construction d'un gazoduc qui s'étendrait de Goldboro, en Nouvelle-Écosse, jusqu'à un point de raccordement au réseau de TQM à la frontière entre le Québec et le Nouveau-Brunswick.

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Autres demandes

L'Office reçoit un certain nombre de demandes et d'autres questions qu'il doit régler, mais qui ne nécessitent pas la tenue d'audiences publiques. Depuis la parution du numéro du 1^er avril 1997 du bulletin Activités de réglementation, il a étudié les questions suivantes.

Questions relatives au gaz naturel

Questions réglées

1. Conformité aux Exigences de dépôt en matière d'approvisionnement aux termes de la partie VI

Le 16 mai 1997, l'Office a publié une lettre annulant sa lettre datée du 29 août 1996 et fournissant aux demandeurs les instructions utiles à la collecte des renseignements sur l'approvisionnement qui doivent accompagner toute demande de licence d'exportation de gaz naturel. La lettre donne plus de détails sur les renseignements exigés en vertu du Règlement de l'Office national de l'énergie concernant le pétrole et le gaz (Partie VI de la Loi), et elle décrit les renseignements minimum dont l'Office a besoin pour étayer sa méthode axée sur les conditions du marché.

2. Canadian Hunter Exploration Ltd. - Révision de l'accord de commercialisation - Licence d'exportation de gaz naturel GL-107

Le 28 avril 1997, l'Office a approuvé la demande du 4 avril 1997 présentée par Canadian Hunter concernant l'approbation des modifications contractuelles effectuées lors d'une révision de l'accord de commercialisation datée du 22 août 1996. La licence autorise l'exportation du gaz naturel à Project Orange Associates, L.P. aux fins de lui permettre d'alimenter sa centrale de cogénération.

3. Enco Gas, Ltd. - Modification de l'accord d'achat et de vente de gaz - Licence d'exportation de gaz naturel GL-203

Le 7 mai 1997, l'Office a approuvé la demande du 24 mars 1997 d'Enco Gas concernant la modification de l'accord d'achat et de vente de gaz naturel étayant les exportations qui, en vertu de la licence GL-203, étaient destinées à Sumas Cogeneration Company L.P.

4. Shell Canada Limited et Southern California Edison Company - Révocation de la licence d'exportation de gaz naturel GL-212

Le 23 mai 1997, l'Office a approuvé la demande déposée le 1^er mai 1997 par Shell Canada Limited et Southern California Edison Company concernant la révocation de la licence d'exportation GL-212. Southern California Edison a entrepris de vendre toutes ses installations de production d'électricité fonctionnant au gaz et n'a donc plus besoin du gaz qui faisait l'objet du contrat conclu avec Shell Canada.

5. St. Lawrence Gas Company, Inc. - Modification de contrat - Licence d'exportation de gaz GL-264

Le 26 mai 1997, l'Office a approuvé la demande du 14 avril 1997 de St. Lawrence relative à la modification du contrat de vente de gaz étayant les exportations en vertu de la licence GL-264. La licence GL-164 autorise St. Lawrence à exporter du gaz naturel vers son marché du nord de l'État de New York.

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Question à l'étude

6. Engage Energy Canada Inc. - Transfert des licences d'exportation du gaz

Le 7 mai 1997, Engage a demandé l'autorisation de transférer les licences d'exportation de gaz GL-187, GL-221, GL-222, GL-223, GL-224, GL-225, GL-226 et GL-227 de Westcoast Gas Services Inc. à Engage Energy Canada, L.P.

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Questions relatives à l'électricité

Questions réglées

1. Montwegan International Energia Resource Inc.(MIERI) - Permis d'exportation d'électricité

Le 8 mai 1997, l'Office a approuvé une demande de MIERI, datée du 24 février 1997, concernant des permis d'exportation annuelle pouvant atteindre 1 000 mégawatts de puissance garantie et 8 760 gigawattheures d'énergie garantie ou interruptible, pendant des périodes n'excédant pas cinq ans au cours des dix prochaines années. Les exportations proviendront du Nouveau-Brunswick, du Québecet de l'Ontario.

2. The Utility-Trade Corp. (UTC) - Modifications aux permis d'exportation d'électricité EPE-76 and EPE-77

Le 26 juin 1997, l'Office a approuvé une demande, datée du 14 janvier 1997, par UTC en vue de la modification des permis EPE-76 et EPE-77 visant à permettre l'exportation d'électricité venant de n'importe où au Canada en utilisant toutes les lignes internationales de transport d'électricité approuvées par l'Office, alors que dans la demande originale, les exportations se faisaient au moyen des lignes internationales appartenant à Ontario Hydro, Manitoba Hydro, Saskatchewan Power Corporation et British Columbia Hydro and Power Authority.

3. Engage Energy Canada Inc. - Transfert de permis d'exportation d'électricité

Le 10 juin 1997, l'Office a approuvé une demande, datée du 18 mars 1997, par Engage concernant le transfert des permis d'exportation d'électricité EPE-96 et EPE-97, de Westcoast Gas Services Inc. à Engage.

4. West Kootenay Power - Modification du permis d'exportation d'électricité EPE-67

Le 30 juin 1997, l'Office a approuvé une demande, datée du 22 janvier 1997, par West Kootenay concernant la modification du permis d'exportation EPE-67 en vue de permettre les transferts de ventes garanties. Le permis d'exportation EPE-67 auparavant autorisait différents transferts d'équivalents garantis, ce qui implique que les exportations garanties doivent être restituées.

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Questions en instance

5. British Columbia Power Exchange Corporation (PWX) - Modification des permis d'exportation d'électricité EPE-41, EPE-42, EPE-43 et EPE-44

Le 22 mai 1997, PWX a présenté, en son nom et en celui de BC Hydro, une demande visant à obtenir l'autorisation de modifier les permis mentionnés ci-dessus en vue de prolonger leur validité d'un an, à savoir jusqu'au 30 septembre 1998.

Le 27 juin 1997, l'Office a décidé d'obtenir l'opinion des parties intéressées sur la demande.

6. James Maclaren Industries Inc. - Demande de permis d'exportation d'électricité

Le 10 avril 1994, James Maclaren a demandé l'autorisation d'exporter jusqu'à 1 000 mégawatts de puissance garantie et jusqu'à 8 760 gigawattheures d'énergie garantie ou interruptible par an pendant une période de 10 ans.

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Questions relatives aux pipelines

Questions réglées

1. Rapports de vérification en matière de sécurité

L'Office a adopté des rapports de vérification en matière de gestion de la sécurité pour examiner la conformité au Règlement sur les pipelines terrestres et au Règlement sur le croisement de pipe-lines dans le cas des compagnies suivantes :

2. Fletcher Challenge Energy Inc./Many Islands Pipe Lines Canada Limited - Location d'un pipeline

Le 16 avril 1997, l'Office a approuvé une demande, datée du 3 février 1997, par Fletcher et Many Islands concernant la location par Many Islands de la canalisation Cosine West Line de Fletcher Challenge. Cette canalisation est un gazoduc de 1 400 mètres traversant la frontière entre la Saskatchewan et l'Alberta au canton 38.

3. Demandes présentées en vertu de l'article 58

L'Office a approuvé ou examine plusieurs demandes, formulées en vertu de l'article 58 de la Loi sur l'Office national de l'énergie, concernant des installations pipelinières courantes ou la construction de pipelines dont la longueur n'excède pas 40 kilomètres. Il peut examiner ces questions sans devoir recourir à des audiences publiques. du 1^er avril au 30 juin 1997, l'Office a approuvé 30 demandes en vertue de l'article 58 d'une valeur de 121 129 390 $. Voir l'annexe III pour une discription des demandes approvées ou a l'études.

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Questions à l'étude

4. AEC West - une des entités commerciales de AEC Oil and Gas Partnership - en qualité de représentant d'Alberta Energy Company Ltd. - Construction d'un pipeline

Le 24 écembre 1996, AEC West a demandé à l'Office d'approuver la construction et l'exploitation de pipelines destinés au transport de gaz acide et de gaz combustible de la Colombie-Britannique vers l'usine de gaz acide Hythye de AEC West, située sur le lot 11-18-74-12 W6M en Alberta, pipelines qui porteront le nom général de « pipeline Tupper-Hythe ». Le pipeline Tupper-Hythe aurait une longueur de 16,7 kilomètres (10,4 milles) et comporterait une canalisation de gaz acide et une canalisation de gaz combustible enterrées dans la même tranchée. Le coût du projet est estimé à 3 457 000 $.

Le 22 janvier 1997, l'Office a demandé par lettre à AEC West un complément d'information.

Le 13 février 1997, AEC West a demandé que la demande soit suspendue jusqu'à nouvel ordre. AEC West n'a pu parvenir à une entente avec un tiers expéditeur au sujet du projet envisagé.

5. CML Resources Ltd. et Renaissance Energy Ltd. - Vente et achat d'un pipeline interprovincial en polyéthylène pour le transport de gaz combustible

Le 21 novembre 1996, l'Office a reçu de CML et de Renaissance respectivement des demandes d'achat et de vente d'un pipeline interprovincial en polyéthylène destiné au transport de gaz combustible. Le pipeline, qui appartenait à l'origine à Koch Exploration, traverse la frontière entre l'Alberta et la Saskatchewan sur une longueur de 200 mètres (656 pieds).

Le 9 janvier 1997, l'Office a demandé par lettre à Renaissance un complément d'information.

6. Canadian Natural Resources Limited - Construction d'un gazoduc

Le 11 juin 1997, Canadian Natural a demandé l'autorisation de construire un gazoduc de 2,5 kilomètres (1,5 milles) pour raccorder un puits de gaz situé à LSD 10-12-55-1 W4M en Alberta à un réseau de collecte de Canadian Natural Gas Co. Ltd se trouvant à LSD 6-17-55-27 W3M en Saskatchewan. Le coût du projet est estimé à 215 200 $.

7. Northstar Energy Corporation - Construction d'un gazoduc

Le 23 mai 1997, Northstar a demandé l'autorisation de construire un gazoduc de 7,2 kilomètres (4,5 milles) pour raccorder l'usine à gaz Coleman, située à l'ouest de Coleman à Savanna en Alberta, à la canalisation principale de l'Alberta Natural Gas Co. Ltd à l'ouest de la frontière entre l'Alberta et la Colombie-Britannique. Le coût du projet est estimé à 6,5 millions $.

8. Novagas Clearinghouse Ltd. - Westcoast Energy Inc. - Pratiques utilisées lors des arrangements pris avec Solex Developments Company Inc. pour le dégazolinage du gaz.

Le 12 mai 1997, Novagas Clearinghouse Ltd. a déposé auprès de l'Office, au nom de certains expéditeurs et en son propre nom, une demande dans laquelle elle disait souhaiter que l'Office enquête sur certains comportements de Westcoast Energy Inc. ainsi que sur les modalités de ses tarifs pipeliniers et sur ses barèmes de droits. La demande concerne les pratiques utilisées par Westcoast lors d'arrangements pris avec Solex Developments Company Inc., à Taylor (Colombie-Britannique), concernant le dégazolinage du gaz .

Le 27 mai 1997, l'Office a décidé d'établir une procédure écrite avant de traiter la demande, afin de recevoir les suggestions des parties intéressées concernant la meilleure manière d'entendre la demande et les questions particulières au sujet desquelles l'Office devrait rendre une décision.

9. Westspur Pipe Line Company Inc. - Construction d'un oléoduc

Le 12 juin 1996, Westspur a demandé l'approbation pour construire un oléoduc de 30 mètres (117 pieds), destiné au transport du pétrole brut de la Saskatchewan vers le Manitoba. L'oléoduc serait raccordé, au Manitoba, à un oléoduc appartenant à Virden Pipelines Inc. Virden se chargerait de transporter le pétrole brut sur une longueur d'environ cinq kilomètres, de la batterie de Anderson Exploration Inc., située au Manitoba, au point d'interconnexion avec l'oléoduc proposé de Westpur, à la frontière provinciale. L'oléoduc de Westpur serait raccordé à un oléoduc appartenant à Westpur-Producers Pipelines Inc., en Saskatchewan.

Le 21 février 1997, l'Office a demandé par lettre à Westspur un complément d'information.

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Questions relatives au transport, aux droits et aux tarifs

Questions réglées

1. Rapports de vérification

L'Office a publié les rapports de vérification final pour les sociétés suivantes :

• Pipelines Trans-Nord Inc. pour l'année se terminant le 31 décembre 1995 - Rapport daté du 2 avril 1997
• Foothills Pipe Lines Ltd. pour les années se terminant le 31 décembre 1994, 1995 et 1996 - Rapport daté du 6 juin 1997

2. Foothills Pipe Lines (Alb.) Ltd., Foothills Pipe Lines (sud de la C.-B.) et Foothills Pipe Lines (Sask.) Ltd. - Budgets d'exploitation et d'entretien 1997

Le 17 avril 1997, l'Office a approuvé les budgets d'exploitation et d'entretien de Foothills pour 1997, pour les zones 6 à 9, ainsi que les droits interruptibles entrant en vigueur le 1^er avril 1997 pour la zone 9.

Le 29 novembre   et le 24 mars 1997, Foothills Pipe Lines Ltd. a demandé à l'Office, au nom des filiales mentionnées ci-dessus, d'approuver les budgets d'exploitation et d'entretien pour la période de 12 mois se terminant le 31 décembre 1997, ainsi que les nouveaux droits interruptibles entrant en vigueur à partir du 1^er avril 1997 dans la zone 9.

Le 20 décembre 1996, l'Office avait avisé Foothills qu'avant de rendre une décision finale, il souhaitait examiner les coûts réels de Foothills pour 1996, et analyser les écarts des dépenses d'exploitation et d'entretien pour 1996, qui doivent seulement être déposés auprès de l'Office le 28 février 1997. Il a donc décidé de publier une ordonnance provisoire approuvant des budgets provisoires, pour l'année se terminant le 31 décembre 1997, qui s'élèvent à 50 % des budgets proposés.

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

(Pour des renseignements sur cette question, se référer au paragraphe 9 des Questions relatives au transport et aux droits, à la page 10 du n^o 58 du bulletin Activités de réglementation, daté du 1^er octobre 1996, ainsi qu'au paragraphe 2 des Appels, renvois et révisions du présent numéro).

Le 3 juin 1997, Morgan a retiré sa plainte.

4. TransCanada PipeLines Limited  Service de Multiple Handshake/Pooling Service (MHPS)

Le 29 avril 1997, l'Office a décidé d'approuver la demande déposée le 9 mars 1997, dans laquelle TransCanada l'informait qu'elle se proposait d'offrir le MHPS à trois nouveaux endroits le long de son réseau.

Le MHPS fournit aux expéditeurs et aux commercialisateurs l'occasion de regrouper des volumes de gaz aux points de MHPS en leur permettant de conclure des ententes multiples ou des transferts de titres en ces points. Les volumes de gaz rassemblés font souvent l'objet de contrats d'acheminement en amont ou en aval (via le transport à contre-courant), constituent des postes de comptes MHPS, ou émanent d'une combinaison des deux. Toute partie désirant participer à ces transactions doit posséder un compte MHPS. Le titulaire d'un compte MHPS peut transférer la propriété et le contrôle d'une partie ou de l'entièreté du volume de gaz figurant à son compte au titulaire d'un autre compte MHPS en ce point de MHPS.

5. TransCanada PipeLines Limited - Rapports provisoires du Groupe de travail sur les droits de 1998

TransCanada a demandé à l'Office d'approuver plusieurs résolutions contenues dans les rapports provisoires du Groupe de travail sur les droits de 1998.

L'Office a approuvé les résolutions suivantes :

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Questions à l'étude

6. Association canadienne des producteurs pétroliers (CAPP) - Atelier

Le 20 novembre 1996, la CAPP a demandé à l'Office de déterminer et de publier une démarche pour la tenue d'un atelier dans lequel on traiterait d'une manière générale les questions influant sur la capacité des compagnies pipelinières à améliorer les services qu'elles offrent à l'industrie gazière.

Le 19 décembre 1996, l'Office a fait parvenir aux parties intéressées une lettre dans laquelle il leur demande d'émettre des commentaires sur les questions suivantes :

• l'utilité de l'atelier proposé par la CAPP;
• le moment qui se prêterait le mieux à la tenue de cet atelier;
• les questions à aborder au cours de l'atelier;
• les autres moyens (séances, etc. autres que l'atelier) d'atteindre le résultat escompté.

Le 4 mars 1997, l'Office a demandé aux parties intéressées d'indiquer si elles souhaitaient faire partie d'un groupe de travail qui serait chargé d'organiser et de structurer un atelier.

Le 18 juin 1997, le directeur exécutif a écrit aux parties intéressées pour leur faire part des décisions prises par l'équipe de facilitation ainsi que de la tenue prochaine d'une réunion du groupe de travail, prévue pour le 16 septembre 1997 à Calgary.

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

(Pour de plus amples informations à propos de cette question, se référer au paragraphe 8 des Questions relatives au transport et aux droits, à la page 9 du n^o 58 du buletin Activités de réglementation, daté du 1^er octobre 1996).

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

8. PanCanadian Petroleum Limited - Demande de transport de condensat

Le 17 septembre 1996, PanCanadian a demandé à l'Office d'enjoindre Compagnie des pétroles Amoco Canada Ltée de rétablir le service de transport de condensat entre Marysville (Michigan) et Sarnia (Ontario). En 1995, Amoco avait retiré du service de transport de condensat un pipeline d'un diamètre de huit pouces (20,32 centimètres), franchissant la rivière St. Clair, pour l'affecter au transport de gaz de pétrole liquéfié. PanCanadian veut que le condensat soit acheminé du fractionnateur de Marysville (Michigan) aux installations de Novacor, à Sarnia.

Le 24 décembre 1996, l'Office a envoyé une lettre à PanCanadian et à Amoco les informant qu'il envisageait la tenue d'une audience publique en vue d'examiner la demande de PanCanadian. Il les avisait en outre qu'il ne passerait pas à l'étape suivante tant que PanCanadian n'aurait pas fourni une mise à jour de sa demande et de l'état du pipeline de raccordement américain.

9. TransCanada PipeLines Limited - Service de stationnement et de prêt (SSP)

Le 21 mars 1997, TransCanada a demandé à l'Office d'approuver les dispositions suivantes :

TransCanada a commencé à offrir le SSP, selon le barème des droits du projet pilote SSP, en octobre 1996. Le service était offert aux points de livraisons de Niagara et Iroquois sur son réseau, et il permettait aux parties soit de prélever du gaz du réseau, soit de lui en céder, moyennant des droits et à la condition que le solde du gaz soit remboursé plus tard, au même point du réseau. TransCanada a déclaré que, grâce au projet pilote, on a pu déterminer que le SSP est un outil intéressant pour les expéditeurs, car il offre plus de souplesse et facilite la gestion du gaz stocké en canalisation.

Le 27 mars 1997, l'Office a approuvé la demande de prolongation du projet pilote SSP présentée par TransCanada.

Le 9 avril 1997, l'Office a décidé d'établir une procédure écrite qui traiterait de cette question.

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Questions pionnières

1. Activités dans les régions pionnières au cours du second trimestre de 1997

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Question relative à la sécurité

1. TransCanada PipeLines Limited - Réduction de pression

Le 5 février 1997, l'Office a ordonné à TransCanada de réduire la pression de service sur un tronçon de son pipeline dans le nord de l'Ontario tant que la sécurité d'exploitation du pipeline n'aurait pas été confirmée. La nouvelle pression de service ne doit pas dépasser 90 % de la pression maximale de service de la canalisation.

L'Office a ordonné que la réduction de pression prenne effet immédiatement sur un tronçon de la canalisation 100-1 de TransCanada, situé entre Falcon Lake (Manitoba), à l'ouest de la frontière entre le Manitoba et l'Ontario, et Ignace (Ontario), à l'est de Dryden. Le tronçon se trouve entre les vannes de canalisation principale 45 et 58 et il s'étend sur 274,45 kilomètres (170 milles). La compagnie avait précédemment réduit de 5 % la pression sur un tronçon plus petit, de 81,72 kilomètres (51 milles). Cette zone comprend un tronçon situé près de Stewart Lake qui a subi, le 11 décembre 1996, une rupture de canalisation causant l'explosion du pipeline. La rupture avait été causée par la corrosion, et des essais hydrostatiques subséquents effectués dans la zone en question ont montré que celle-ci était fortement corrodée par endroits.

Dans une lettre adressée à TransCanada, l'Office a expliqué qu'en ordonnant une plus forte réduction de la pression sur une plus grande longueur de canalisation, il se conformait à l'esprit de l'Association canadienne de normalisation qui préconise la mise en place de mesures de prévention des fuites et des ruptures tant qu'on n'a pas déterminé la cause de la défaillance qui s'est produite.

La réduction de pression devait durer jusqu'au 31 mai 1997 ou jusqu'au moment où on aura prouvé l'intégrité du pipeline par des méthodes telles que les essais hydrostatiques et l'inspection interne électronique.

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Appels, renvois et révisions

Appels

Appels réglés

1. Ontario Hydro - Sa Majesté la Reine - Recouvrement des coûts de la réinstallation de l'Office à Calgary

Le 10 juin 1997, la Cour d'appel fédérale a déclaré que l'Office ne pouvait pas inclure les coûts reliés à sa réinstallation à Calgary dans son programme de recouvrement des frais. Selon la Cour, ces frais dépendaient d'« une décision administrative qui ne relève pas de la compétence de l'Office ». C'est le gouvernement qui a décidé où l'Office emménagerait et l'Office n'avait pas voix au chapitre. Par conséquent, l'Office n'exerçait aucun contrôle sur les frais de réinstallation, ce dernier ne faisant pas partie des responsabilités qui lui incombent en vertu de la Loi sur l'ONÉ, si bien que l'Office s'est vu refuser le droit de recouvrer ces frais.

Cette question remonte à quelques années, quand Ontario Hydro a contesté le droit de l'Office de lui facturer - en vertu du règlement de recouvrement des frais - sa portion des coûts de la réinstallation depuis Ottawa. Ontario Hydro prétendait que ces coûts n'étaient pas des frais de programme - c'est-à-dire qu'ils ne faisaient pas partie des coûts reliés aux travaux quotidiens de l'Office et qu'ils ne pouvaient donc pas être facturés à l'industrie. Aucune autre entreprise n'a participé à ces poursuites et l'Office lui-même n'était pas nommé. La défenderesse était Sa Majesté, car l'Office ne fait que recueillir les fonds de l'industrie pour les passer à l'État. C'est donc le juge qui a assuré la défense avec l'aide du Contentieux de l'ONÉ.

Au procès, la Cour fédérale, Section de première instance, a trouvé que les modalités de recouvrement des frais s'appliquaient aux coûts de réinstallation de l'Office. Ontario Hydro a interjeté appel, et la Cour d'appel a renversé la décision de la cour inférieure. Il appartient maintenant au Conseil du Trésor de décider s'il veut interjeter appel auprès de la Cour Suprême du Canada et si les autres entreprises soumises au recouvrement des frais seront remboursées et de quelle manière elles le seront.

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

Morgan s'est désistée de l'appel le 1^er mai 1997. Ce désistement a entraîné la suspension de l'ordonnance de l'Office délivrée le 19 septembre 1996, qui a été révoquée le 28 mai 1997.

Le 3 septembre 1996, Morgan a déposé auprès de la Cour d'appel fédérale une demande d'autorisation afin d'interjeter appel de la décision rendue par l'Office qui approuvait la cessation d'exploitation d'un tronçon du pipeline de Manito. L'Office a soutenu qu'en cas de cessation d'exploitation, la canalisation dont l'exploitation a cessé et la partie restante du pipeline de Manito ne relevaient plus de sa compétence. Une demande de suspension de l'ordonnance de l'Office a également été déposée auprès de la Cour. L'Office a suspendu l'ordonnance de cessation d'exploitation.

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Appels en suspens

1. BC Gas Utility Ltd. - Westcoast Energy Inc. - Demande de Grizzly Valley - GH-6-94

Le 3 avril 1996, BC Gas a demandé à la Cour suprême du Canada l'autorisation d'interjeter appel de la décision prise par la Cour d'appel fédérale le 9 février 1996 selon laquelle le projet d'agrandissement Fort St. John et le projet d'agrandissement Grizzly Valley dans le nord-est de la Colombie-Britannique ne relevaient pas de la compétence de l'Office.

La Cour suprême du Canada a donné l'autorisation d'interjeter appel le 30 octobre 1996. Une question d'ordre constitutionnel a été formulée.

2. Canadian Hunter Exploration Ltd. - Tidal Resources Inc.

Le 22 août 1996, Canadian Hunter a déposé auprès de la Cour d'appel fédérale une demande d'autorisation afin d'interjeter appel de la décision rendue par l'Office le 25 juillet 1996 - à la suite de l'approbation de la demande présentée par Tidal Resources relativement à la construction d'un pipeline -, décision selon laquelle certaines installations de collecte en amont, situées en Colombie-Britannique et appartenant à Canadian Hunter qui les exploite, relevaient de la compétence de l'Office.

Le 7 novembre 1996, la Cour d'appel fédérale a donné l'autorisation d'interjeter appel.

3. 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 concernant la révision de la décision de l'Office datée du 4 septembre 1996, en vertu du paragraphe 44(1) de la Loi sur l'accès à l'information, selon laquelle une copie d'un contrat de diversité ferme entre Hydro-Québec et Consolidated Edison pourrait être mise à la disposition de Mouvement Au Courant, conformément à sa demande.

À la suite d'une motion préliminaire, la Section de première instance de la Cour fédérale a soutenu qu'elle était correctement saisie de l'affaire en vertu de la Loi sur l'accès à l'information.

4. Richard Leroux et 417 Auto Wreckers Limited - TransCanada PipeLines Limited

Le 6 mai, la Cour d'appel fédérale a rejeté une demande introduite par Richard Leroux et 417 Auto Wreckers dans laquelle ces derniers cherchaient à obtenir la révision judiciaire de la décision de l'Office datée du 22 décembre 1995. Cependant, elle a accepté la demande d'autorisation d'interjeter appel de cette décision. Dans sa décision, l'Office dit avoir trouvé que la demande globale de Richard Leroux ne cadrait pas avec l'article 81 de la Loi sur l'Office national de l'énergie parce qu'elle ne répondait pas à l'exigence des « mines ou minéraux ».

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Révision

Révision réglée

1. Mouvement Au Courant (MAC) - TransAlta Enterprises Corporation (TEN) : permis d'exportation d'électricité EPE-73 et EPE-74

Le 20 décembre 1996, l'Office a accédé à la demande de TEN de modifier les permis d'exportation d'électricité EPE-73 et EPE-74 dans le but de permettre les exportations d'électricité par tous les points de transfert situés le long de la frontière internationale. Après avoir accédé à la demande, l'Office a été avisé par MAC que celui-ci n'avait pas reçu la soumission de TEN, datée du 25 novembre, et qu'en l'occurrence il n'avait pas déposé de réponse. Comme il n'existe aucune preuve de transmission de la soumission à MAC, l'Office a décidé, le 24 mars, de réviser sa décision du 20 décembre 1996.

Le 20 mai 1997, l'Office a confirmé sa décision, prise le 20 décembre 1996, accédant ainsi à la demande de TEN.

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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 8 avril 1997, l'Office a soumis au ministère de la Justice une ébauche révisée 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 sur le recouvrement des frais de l'Office national de l'énergie

Le 23 mai 1997, une modification à l'annexe 1 du Règlement sur le recouvrement des frais de l'Office national de l'énergie qui inclu Express Pipeline Ltd. dans la liste des compagnies de grande importance en ce qui a trait au recouvrement des frais a été publiée dans la Partie II de la Gazette du Canada.

D'autres modifications au Règlement ont été préparées et sont soumises à l'approbation du Conseil du Trésor. Entre autres, grâce à ces modifications il ne sera plus nécessaire de modifier les annexes pour y inclure de nouvelles compagnies, car les compagnies seront désignées par une définition générale qui regroupera toutes celles qui sont soumises au recouvrement des frais. D'autres changements permettront une plus grande efficacité dans le recouvrement des frais.

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 sur les opérations pétrolières au Canada, 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
• Règlement sur l'hygiène et la sécurité professionnelles liées à l'exploitation du pétrole dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse
• 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

1. Protocole - Mise en oeuvre de la politique canadienne de l'électricité de septembre 1988

Le 2 avril 1997, l'Office a publié le protocole qui remplace celui du 7 juillet 1993. Une version révisée du protocole a été publiée parce que le Règlement de l'Office national de l'énergie concernant l'électricité a eu force de loi le 19 mars 1997. Elle reflète aussi des révisions de processus basées sur l'expérience acquise par l'Office, depuis la publication du protocole de 1993, dans le traitement des demandes relatives à l'électricité.

2. Évaluation des réserves de gaz non raccordées de l'Alberta

Le 11 juin 1997, l'Alberta Energy and Utilities Board (EUB) et l'Office ont publié les résultats de la deuxième phase (Phase II) de leur étude des réserves de gaz non raccordées de l'Alberta. Ces résultats ont entraîné, dans la base de données communes de l'EUB et de l'ONÉ, une réduction de 88,2 milliards de mètres cubes des réserves de gaz. Cette quantité représente une réduction d'environ 6 % des réserves de gaz commercialisables de l'Alberta répertoriées à la fin de 1996.

La Phase II de l'étude comprenait aussi la réévaluation des gisements producteurs à puits unique et des gisements à puits unique qui ont été délaissés sans avoir produit. La réduction des réserves de la phase II a été incorporée au rapport annuel 1996 de l'EUB, séries statistiques 97-18.

L'ONÉ et l'EUB ont signé, le 9 mars 1994, l'entente sur la base de données commune des réserves. Cette entente reflète un engagement commun à mettre au point de méthodes plus précises et plus efficaces pour étayer les estimations des réserves utilisées par les deux paliers de gouvernement et l'industrie.

L'étude des réserves de gaz non raccordées comprend trois phases principales qui sont basées sur les dates de découverte des gisements. Dans la Phase I, on a évalué les gisements découverts avant 1967 et les résultats ont été incorporés dans le rapport EUB des réserves, à la fin de l'année 1995. Dans la Phase II, on a évalué les réserves découvertes entre 1967 et 1977. Dans la Phase III, qui débutera en juillet 1997, on évaluera les réserves découvertes entre 1978 et 1987. Dans toutes les phases, on fonde essentiellement le processus d'évaluation sur la confirmation, par l'industrie, de l'existence des réserves, gisement par gisement.

Les réductions de réserves spécifiques influencent directement l'estimation par l'EUB des réserves ministérielles qui sont sous le contrôle des compagnies. Cette situation influence donc la quantité de gaz pouvant faire l'objet de permis en vertu des processus d'octroi de permis d'exploitation de gaz en Alberta. Une liste des gisements dont les réserves sont épuisées sera transmise au ministère de l'Énergie de l'Alberta, direction des opérations minières, qui incorporera ces renseignements dans son évaluation des baux relatifs aux gisements dont la production de gaz n'est plus rentable.

On peut obtenir le rapport EUB GB-97-6, intitulé Results of Unconnected Gas Review 96-1, en s'adressant au service d'information de l'EUB, téléphone 403-297-8190, télécopieur 403-297-7040. On trouvera des renseignements supplémentaires sur cette initiative dans les bulletins généraux de l'UEB GB 95-16 et GB 96-8.

3. Évaluation des réserves non raccordées de la Colombie-Britannique

En plus de l'évaluation mentionnée au paragraphe 2 ci-dessus, l'Office a évalué les réserves de gaz non raccordées de la Colombie-Britannique. Les résultats de cette étude montrent qu'il faut également réduire le volume des réserves de gaz non raccordées de la Colombie-Britannique. L'Office souhaite que l'on commente et que l'on discute le contenu de cette étude. Il a proposé que l'on mène une étude permanente des réserves non raccordées de la Colombie-Britannique, conjointement avec le ministère de l'Emploi et de l'Investissement de la Colombie-Britannique. Cette étude conjointe pourrait être menée par étapes, et les bases de données pourraient être modifiées en conséquence.

4. L'Évaluation du marché du gaz naturel

Le 25 juin 1997, L'Office a publié un rapport d'évaluation du marché du gaz naturel, intitulé Réponses des producteurs à l'évolution des conditions du marché - 1992-1996.

On y examine la réponse des producteurs de gaz naturel du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien à l'évolution des conditions du marché au cours de la période s'étendant de 1992 à 1996. Plusieurs aspects particuliers sont étudiés. On se penche d'abord sur les niveaux d'activité axée sur le gaz du secteur de la production, de 1992 à 1996, dont la relation qui s'établit entre le prix et les niveaux d'activité. L'étude porte aussi sur les caractéristiques sous-jacentes de l'approvisionnement, qui ont un effet sur les efforts faits par les producteurs pour maintenir et élargir l'approvisionnement en gaz. Puis, pour mesurer les résultats de l'activité récente de forage, des méthodes ont été mises au point pour calculer les premières estimations des additions aux réserves de gaz et à la capacité de production, d'après les statistiques les plus récentes sur le forage.

On constate que le secteur de la production est devenu un élément efficace et très compétitif du marché du gaz, capable de s'adapter à l'évolution des conditions du marché. Il a prouvé qu'il peut fournir des approvisionnements adéquats, à des prix de marché, durant une période qui a été caractérisée par une hausse rapide de la demande et un déclin de la productibilité moyenne des puits.

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Questions administratives

Nominations

Le 23 avril 1997, M. Richard D. Revel a été nommé membre temporaire de l'Office. Biologiste de carrière, M. Revel a déjà été directeur de l'Alberta Society of Professional Biologists. Il a obtenu un baccalauréat en biologie de la Notre Dame University de Nelson, en Colombie-Britannique, et un doctorat en écologie végétale de la University of British Columbia. Il a également reçu une bourse postdoctorale industrielle du Conseil national de recherches du Canada en recherche environnementale appliquée. Depuis 1975, il a occupé plusieurs postes à l'University of Calgary, où il est actuellement professeur en science de l'environnement et directeur du programme d'études supérieures Resources and the Environment. M. Revel a aussi été membre d'une commission mixte chargée d'entendre la demande de la société Express Pipeline en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale.

Le 9 juin 1997, Judith Hanebury a été nommée avocate générale de l'Office. M^me Hanebury a obtenu en 1979 un diplôme en droit de l'Université de Calgary et une maîtrise en droit environnemental et des ressources naturelles en 1991. Elle a pratiqué le droit dans les secteurs privé et public. Dans le privé, elle s'est spécialisée dans le contentieux des affaires civiles, et elle a plaidé devant divers tribunaux. Elle s'est jointe à la Direction du contentieux de l'Office en 1992; elle a fourni des avis dans tous les domaines du ressort de l'Office.

Le 10 juillet 1997, Michel Mantha a été nommé secrétaire de l'Office. M. Mantha détient un Baccaluréat es Arts en économique de l'Université Carleton et possède 16 ans d'expérience à l'ONÉ. Il a travaillé dans les anciennes directions de l'Économique et de la Réglementation financière jusqu'en 1994, année où il s'est joint au Bureau du secrétaire à titre de secrétaire adjoint, Services de réglementation. Il était secrétaire par intérim de l'Office depuis décembre 1996.

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

Phase II du SDÉ validation du concept et projets pilotes

La phase de validation du concept a été le point crucial des activités liées au SDÉ durant le premier semestre de 1997. Durant cette phase, les participants au SDÉ ont mis a l'essai les modèles de documents normalisés mis au point au cours de la Phase I, pour vérifier qu'ils permettaient bien de créer, d'échanger et de réutiliser l'information de réglementation; ils ont de surcroît obtenu une expérience pratique de l'utilisation de la technologie du SDÉ, y compris du dépôt central de documents dans lequel seront éventuellement versés tous les documents déposés électroniquement.

La validation du concept consiste en une répétition, dans le mode électronique, d'une audience antérieure. Elle couvre toute la démarche d'audience, depuis l'étape du dépôt de la demande jusqu'au dépôt de la preuve et à la production des Motifs de décision. Elle portera sur les questions qui sont du ressort de l'Office national de l'énergie (l'ONÉ), ainsi que de la Commission de l'énergie de l'Ontario (CÉO), notre partenaire dans l'initiative de SDÉ. Des parties choisies dans l'ensemble des documents liés à l'audience serviront à prouver la viabilité des modèles de documents du SDÉ dans un contexte « concret » de réglementation.

Après l'achèvement de la validation, prévu pour septembre 1997, les améliorations à apporter après la mise en oeuvre complète du SDÉ seront détaillées dans un analyse des coûts et avantages. Une évaluation écrite des incidences liées à la mise en oeuvre du SDÉ au sein des organisations participantes sera aussi préparée.

Le plan d'essai détaillé, préparé pour la phase de validation, couvre l'appui technique et la formation à fournir aux participants. En ce qui a trait au passage au SDÉ dans les organisations participantes, le groupe relèvera les questions à résoudre, ainsi que les besoins estimatifs en ressources humaines, en matériel et en logiciels; il établira aussi un calendrier de mise en oeuvre du SDÉ.

Des ateliers de création de documents faisant intervenir l'ONÉ, la CÉO et des participants du secteur industriel ont eu lieu à Calgary en avril. Le personnel de réglementation de toutes les organisations y a créé des documents de réglementation, à l'aide des modèles de documents générés au cours de la Phase I du SDÉ et de divers produits en langage standard généralisé de balisage.

Phase III du SDÉ Mise en oeuvre

En juin, les participants se sont rencontrés à Toronto afin de discuter des plans d'activités de haut niveau concernant la mise en oeuvre et l'avenir du SDÉ. À la fin de septembre 1997, on prendra une décision concernant la continuation ou l'abandon du SDÉ, selon les résultats produits par la validation du concept et par une analyse des coûts et avantages en cours actuellement. Cette décision pourrait être à l'origine de la création sur l'Internet, dès octobre 1997, d'un dépôt central de documents disponible au public et d'un dépôt électronique des demandes liées à la réglementation.

Documents publiés entre le 1^er avril et le 30 juin 1997

Motifs de décision

• Federated Pipe Lines (Northern) Ltd. - Pipeline pour le transport du pétrole et des liquides de gaz naturel - OH-3-96 - Avril 1997
• Pipeline interprovincial Inc. - Remise en service de la canalisation 8 - OH-4-96 - Avril 1997
• Novagas Clearinghouse Pipelines Ltd. - Construction de pipeline - OH-2-96 - Mai 1997

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Rapports

• Unconnected Gas Supply Study - Phase II - Evaluation of Unconnected Reserves in British Columbia - Juin 1997
• L'Évaluation du marché du gaz naturel - Réponses des producteurs à l'évolution des conditions du marché - 1992-1996 - Juin 1997

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Autre

• Protocole : mise en oeuvre de la politique canadienne de l'électricité de septembre 1988 - 2 avril 1997

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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.

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

Michel L. Mantha
Secrétaire

Pour obtenir des exemplaires des documents, veuillez communiquer avec :

publications@neb-one.gc.ca
Téléphone : 403-299-3562
Ttélécopieur : 403-292-5576

Pour obtenir des renseignements, veuillez communiquer avec :

Denis Tremblay
Agent des Communications
Téléphone : 403-299-2717
Télécopieur : 403-292-5503

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Demandes Présentées en vertu de l'article 58

L'Office a approuvé ou examine plusieurs demandes, formulées en vertu de l'article 58 de la Loi sur l'Office national de l'énergie, concernant des installations pipelinières courantes ou la construction de pipelines dont la longueur n'excède pas 40 kilomètres. Il peut examiner ces questions sans devoir recourir à des audiences publiques.

Gazoducs

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Oléoducs

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