couvrant la période du 1^er juillet au 30 septembre 1997

Demandes instruites dans le cadre d'une audience publique

Audiences orales

Décisions rendues

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-1-97

Motifs de décision datés de juillet 1997; diffusés le 17 juillet 1997.

L'Office a approuvé une demande 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.

L'Office a approuvé la construction d'un pipeline de 155 kilomètres (96 milles) pour le transport des liquides de gaz naturel produits aux usines d'extraction des LGN à Empress, en Alberta, jusqu'à la station de pompage de Pipeline Interprovincial Inc. près de Kerrobert, en Saskatchewan. 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 (49 920 barils) par jour, porterait la capacité de transport des LGN à 18 577 mètres cubes (117 000 barils) par jour.

Le coût estimatif du projet est 23 millions de dollars. La mise en service se fera en novembre 1997.

La demande a fait l'objet d'une audience publique qui s'est tenue à Calgary le 16 juin 1997.

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

Motifs de décision datés d'août 1997; diffusés le 22 août 1997.

L'Office a approuvé à l'égard de la compagnie Westcoast un règlement négocié avec droits incitatifs, ou une méthode de conception des droits, qui s'appliquera pendant une période de cinq ans à partir du 1^er janvier 1997 jusqu'au 31 décembre 2001.

Aux termes du règlement sanctionné par l'Office, les expéditeurs utilisant les services de collecte et de traitement payeront des droits de base prédéterminés pour des contrats d'un an, de trois ans ou de cinq ans, au choix, qui seront majorés au moyen d'un supplément indexé mensuellement sur les prix du gaz, principalement le prix à Sumas, dans l'État de Washington. Le Règlement permet à Westcoast de tirer parti des économies réalisées et de l'accroissement de ses activités commerciales et de ses recettes. Pendant les cinq années où le Règlement sera en vigueur, les droits perçus à l'égard des services de collecte et de traitement ne varieront pas en cas de changements dans les niveaux de services.

Pour ce qui concerne les services de transport, les expéditeurs pourront opter pour des droits prédéterminés pour une période de cinq ans ou pour des droits qui seront rajustés en fonction des coûts courants de Westcoast et des niveaux de service prévus aux contrats. Pour l'année 1997, selon les durées et les options choisies, les droits prescrits dans le Règlement représentent des augmentations de 4 à 15 %, sans compter l'incidence des décisions de l'Office concernant le recouvrement des coûts engagés par Westcoast au titre de ses projets d'agrandissement de Fort St. John et de Grizzly Valley.

Des 42,18 millions $ en coûts que Westcoast souhaitait recouvrer au chapitre du projet d'agrandissement de Fort St. John, l'Office a approuvé le recouvrement de 26,03 millions de dollars. L'Office n'a pas autorisé Westcoast à recouvrer les 18,53 millions de dollars en frais d'élaboration qu'elle a engagés au titre du projet d'agrandissement de Grizzly Valley. Il s'agira de rajuster les droits négociés à la lumière des décisions que l'Office a rendues au sujet du recouvrement de ces coûts.

La demande a fait objet d'une audience publique qui s'est tenue à Vancouver du 23 au 27 juin 1997 (quatres jours).

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

Motifs de décision datés de septembre 1997; diffusés le 18 septembre 1997.

L'Office a approuvé les besoins en recettes nettes que TransCanada avait demandés aux fins de conception des droits et de répartition des coûts, soit 1,704 milliards $ pour 1997, sous réserve des changements que pourrait entraîner les décisions de l'Office.

L'Office a approuvé un rendement de la base des taux de 9,85 % pour TransCanada en 1997. Cela comprend un rendement du capital-actions ordinaire de 10,67 % qui a été approuvé par l'Office le 14 mars 1997 conformément au mécanisme de rajustement que l'Office a établi dans sa décision RH-2-94 sur le coût du capital. La base des taux approuvée par l'Office pour 1997 est celle qui avait été demandée par la compagnie, soit 7,427 milliards de dollars.

Deux grandes questions ont été examinées lors de l'audience publique. En premier lieu, l'Office a approuvé la proposition de TransCanada à l'effet que cette dernière signe un agencement de contrats de transport, d'équilibrage et de stockage, et achète du gaz de « démarrage », pour remplacer le service garanti offert (SGO) que The Consumers' Gas Company Ltd. et Union Gas Limited ont choisi de convertir en service de transport garanti (TG). En second lieu, l'Office a consenti à ce que TransCanada continue d'utiliser la méthode, basée sur les volumes comptés pour le calcul des centres de charge, qu'elle emploie actuellement aux fins du calcul des droits.

L'Office a rendu ces décisions à l'issue d'une audience publique qui s'est tenue à Calgary du 28 au 30 juillet 1997 (trois jours).

début

Décisions en instance

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

Une audience publique a eu lieu à Halifax et à Frédéricton du 7 avril au 14 juillet 1997 (54 jours) concernant les demandes pour les projets de gaz de l'île de Sable. Des audiences informelles on eut lieu à Moncton (Nouveau-Brunswick) le 4 avril 1997 et à Antigonish (Nouvelle-Écosse) le 5 avril 1997.

Durant l'audience publique les projets suivants ont été examines:

• 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&NP ») 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 États-Unis.

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 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 les 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. (« 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, TQM a demandé que l'audience visant le projet M&NP soit reportée ou que la décision surla demande visant le projet M&NP soit retardée jusqu'à ce que TQM puisse déposer une demande d'approbation de pipeline et qu'elle soit entendue (voir le point 1 sous la rubrique Demandes d'audiences déposées).

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

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

L'Office a tenu une audience publique du 5 août au 10 septembre 1997 (21 jours) à Calgary et London 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 transporter du pétrole brut importé 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 $ 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 juillet 1998.

3. Novagas Clearinghouse Ltd. - Westcoast Energy Inc. - Pratiques utilisées lors des arrangements pris pour le dégazolinage du gaz - MH-2-97

L'Office a tenu une audience publique du 15 au 29 septembre 1997 (quatres jours) à Calgary concernant une demande que Novagas a déposé auprès de l'Office une demande dans laquelle elle disait souhaiter que l'Office enquête sur certains comportements de Westcoast 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.

4. TransCanada PipeLines Limited - Installations de 1998 - GH-2-97

L'Office a tenu une audience publique du 22 septembre au 1^er octobre 1997 (six jours) à Calgary pour l'examen de la version révisée d'une demande de TransCanada qui souhaite être autorisée à construire et à exploiter de nouvelles installations en 1998. Cette version remplace la demande originale visant les installations NEXUS Phase 1, qui comprenaient des installations pipelinières qui formeraient éventuellement partie d'une canalisation distincte pouvant être exploitée à des pressions plus élevées que le réseau actuel.

Dans sa demande révisée, TransCanada sollicite l'autorisation de construire environ 308,4 kilomètres (191,2 milles) de doublement pipelinier et mettre en place onze nouveaux compresseurs, des dispositifs de comptage additionnels à cinq stations et diverses autres installations connexes.

Grâce aux installations de 1998, TransCanada pourra répondre aux besoins prévus aux termes des contrats existants, convertir 4 255 millions de mètres cubes (150,2 milliards de pieds cubes) de quantité contractuelle annuelle aux termes du service garanti offert en 11,7 millions de mètres cubes (412,0 million de pieds cubes) de service de transport garanti; acheminer environ 10,0 millions de mètres cubes (351,6 millions de pieds cubes) par jour dans le cadre d'un nouveau service de transport garanti à partir d'Empress, en Alberta, dont 16,6 % seraient destinés aux clients canadiens du Manitoba, de l'Ontario et du Québec, et le reste à des marchés de l'exportation; acheminer environ 1,8 million de mètres cubes (65,0 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.

Le coût estimatif des installations est de 8824,9 millions de dollars et la date prévue de la mise en service est le 1^er novembre 1998.

début

Audiences prévues

1. Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. («TQM») - Prolongement vers Portland Natural Gas Transmission System (« PNGTS ») - GH-1-97

L'Office tiendra une audience publique à partir du 17 novembre 1997 à Montréal concernant une demande de TQM pour construire un gazoduc de Lachenaie, au Québec jusqu'à la frontière de New Hampshire, près de Pittsburg, aux États-Unis. L'Office tiendra une partie de l'audience à Magog, au Québec. L'audience servira aussi de tribune pour la participation du public dans l'étude approfondie du projet, qui doit être menée aux termes de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale.

En outre, pour faciliter la participation du public dans le processus d'audience de l'Office, le personnel de l'Office a tenu des séminaires à Coaticook, Magog, Granby et Sainte-Julie, au Québec, du 29 septembre au 2 octobre 1997 pour expliquer les processus et procédures d'audience, ainsi que les questions relatives au tracé et à l'acquisition des terres, et pour répondre aux questions à ce sujet.

TQM souhaite construire environ 213,2 kilomètres (132,2 milles) de gazoduc qui s'étendrait de Lachenaie 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 la date prévue de mise en service est 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 PNGTS pour la desserte des marchés du Nord-Est des États-Unis. TQM a aussi déclaré que les installations projetées sont requises pour répondre à une hausse importante 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 de gaz naturel seront livrés à East Hereford pour approvisionner les marchés du Nord-Est des États-Unis., et 1,7 millions de mètres cubes (60,0 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 (210,0 millions de pieds cubes) par jour à East Hereford, et de 2,1 millions de mètres cubes (75,0 millions de pieds cubes) par jour à Waterloo.

2. Alliance Pipeline Ltd. - Gazoduc - GH-3-97

L'Office tiendra une audience publique a partir du 17 novembre 1997 à Calgary (des séances se tiendront aussi à Fort St. John, à Edmonton et à Régina) concernant une demande d'Alliance visant obtenir un certificat d'utilité publique pour construire 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. L'audience servira aussi de tribune pour la participation du public dans l'étude approfondie du projet, qui doit être menée aux termes de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale.

En outre, le personnel de l'Office a tenue des séminaires publics à Fort St. John, à Edmonton et à Régina 18 au 23 septembre 1997 pour expliquer les procédures d'audience et les questions de détermination du tracé et d'acquisition des terrains, ainsi que pour répondre aux questions.

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. 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.

Le coût estimatif de la partie canadienne du projet est de 1,9 milliard $ et la mise en service est prévue pour tard en 1999.

début

Report d'audiences

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

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.

2. TransCanada PipeLines Limited - Droits de renouvellement de contrat et les exigences de la politique d'agrandissement - RH-3-97

L'Office a décidé de surseoir à l'audience publique qui devait commencer le 29 septembre 1997 à Calgary pour l'examen de la question des droits de renouvellement de contrat stipulés par TransCanada, ainsi que de certains aspects des exigences de sa politique d'agrandissement concernent la preuve que doivent fournir les expéditeurs de l'agrandissement à l'égard des marchés et de l'approvisionnement.

début

Audiences par voie de mémoires

Décision rendue

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

Motifs de décision datés de septembre 1997; diffusés le 30 septembre 1997.

L'Office a approuvé neuf demandes visant l'obtention de licences autorisant l'exportation de quelque 29,6 milliards de mètres cubes (1 040,0 milliards de pieds cubes) de gaz naturel pendant des périodes de 10 ans. Les demandes provenaient de la part de Coastal Gas Marketing Company (deux demandes), CoEnergy Trading Company, Enron Capital & Trade Resources Corp. (trois demandes), Ranger Oil Limited, United States Gypsum Company et Westcoast Gas Services Inc.

début

Demande à l'étude

1. Divers demandes d'exportation de gaz naturel - GHW-2-97

L'Office étudie six demandes visant l'obtention de huit licences d'une durées de dix ans autorisant l'exportation de quelque 37,8 millions de mètres cubes (1,3 billion de pieds cubes) par jour de gaz naturel pour la durées des licences. Les demandes parviennent d'Androscoggin Energy LLC, PanCanadian Petroleum Limited (deux licences), ProGas Limited (trois licences), Vermont Gas Systems, Inc. et Wascana Energy Inc.

début

Demandes d'audience déposées

1. Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (« TQM ») et TransMaritimes Gas Transmission Ltd. (« TMGT ») - Projet de gazoducTransMaritime

(Voir le point 1 sous la rubrique Décisions en instance.)

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. Le 28 août 1997, TMGT a déposé une demande visant la construction d'un gazoduc s'étendant de Country Harbour, en Nouvelle-Écosse (N.-É.), jusqu'à la frontière entre le Nouveau-Brunswick (N.-B.) et le Québec près de Edmundston, au N.-B. Le gazoduc de TMGT se raccorderait au prolongement de TQM. Les installations de TMGT, ainsi que le prolongement de TQM, forment le Projet de gazoduc TransMaritimes.

TMGT et TQM ont demandé que l'Office et la Commission d'examen public conjoint des projets gaziers de l'île de Sable modifient l'ordonnance d'audience GH-6-96 pour y inclure le Projet de gazoduc TransMaritimes comme projet de rechange à celui de Maritimes & Northeast Pipeline dans le contexte de l'audience sur l'île de Sable. Le 24 septembre 1997, l'Office a informé les demandeurs qu'il ne serait pas en mesure d'examiner ces questions avant la publication du rapport de l'examen public conjoint des projets de gaz de l'île de Sable et de celle des décisions liées à l'audience GH-6-96.

TQM propose de construire 262 kilomètres (192 milles) de gazoduc qui s'étendrait de Saint-Nicolas, au Québec, jusqu'à la frontière du N.-B. Elle projette aussi de construire 13,5 kilomètres (8,4 milles) de doublement 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, 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. Le coût estimatif des installations est de 305,3 millions $. La date prévue de mise en service est le 1^er novembre 1999.

TMGT propose de construire 642 kilomètres (396 milles) de gazoduc qui s'étendrait de l'usine de gaz projetée de Sable Offshore Energy Project à Country Harbour, en N.-É., passera par la N.-É. et le N.-B., et se raccordera au gazoduc projeté de TQM à la frontière entre le N.-B. et le Québec. Il comprendra aussi une canalisation secondaire, appelée latéral de la vallée de la Saint-Jean, qui s'étendra sur 80 kilomètres (49 milles) d'un point situé près de Chipman, au N.-B., jusqu'à un point de terminal près de Evandale, au N.-B. Il y aura une station de compression de 7 mégawatts près de Saint-Amand, au N.-B. Le coût estimatif des installations de TMGT est de 629 millions de dollars et la date prévue de mise en service est le 1^er novembre 1999.

2. AEC Suffield Gas Pipeline Inc. - Gazoduc

Le 15 septembre 1997, AEC Suffield a déposé une demande visant la construction d'ungazoduc qui s'étendrait du sud-est de l'Alberta jusqu'au sud-ouest de la Saskatchewan.

La compagnie veut construire environ 114 kilomètres (71 milles) de gazoduc et les installations de commande connexes, qui commenceraient près du coin sud-ouest du bloc militaire Suffield, en Alberta, chemineraient le long de l'extrémité sud du bloc, puis iraient en direction nord-est en vue de rejoindre le réseau de TransCanada PipeLines Limited près de Burstall, en Saskatchewan. Le gazoduc d'AEC Suffield aura une capacité nominale de transport d'environ 5,67 millions de mètres cubes (200 millions de pieds cubes) de gaz naturel par jour. Le coût estimatif du projet est de 26,2 millions de dollars et la date prévue de mise en service est le 1^er novembre 1998.

début

Report de demande d'audience

1. Crowsnest Pipeline Project (« CNP ») - Construction d'un gazoduc

Le 20 août 1997, l'Office a reporté, à la requête des demandeurs, l'examen de la demande de CNP jusqu'à ce que celle-ci lui annonce qu'il y a eu une modification du statut des projets.

Le 26 mai 1997, CNP, de la part d'ATCO Gas Pipelines - une division d'ATCO Gas Services Ltd. - et de Shell Canada Limitée, 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 78,6 kilomètres (49 milles) de pipeline entre l'usine à gaz de Shell, située à Waterton, en Alberta, et la station de compression d'Alberta Natural Gas Company Ltd, 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 la mise en service est prévue pour le milieu d'octobre 1998.

début

Demande d'audience retirée

1. Penn West Petroleum Ltd. - Gazoduc - Projet Wildboy

Le 27 août 1997, Penn West a retiré sa demande concernant le projet de gazoduc Wildboy. La compagnie a déclaré qu'elle avait négocié un accord avec Novagas Canada Ltd. pour transporter le gaz de Wildboy jusqu'au gazoduc MidWinter de NCL.

Le 18 juillet 1997, Penn West sollicitait l'autorisation de construire un gazoduc de 64,4 kilomètres (40 milles) reliant son champ de Wildboy, près de Fort Nelson en Colombie- Britannique, à une station de comptage de NOVA Gas Transmission Ltd. en Alberta. Ces installations auraient permis de fournir aux marchés desservis par Penn West du gaz naturel produit et traité à Wildboy. Le coût du projet avait été estimé à 15 millions de dollars, et la date de mise en service avait été prévue pour le 1^er avril 1998.

début

Demandes d'audience à être déposées

1. TransCanada PipeLines Limited - Projet de gazoduc TransVoyageur

Le 11 août 1997, TransCanada a déposé un avis par lequel elle demandait à ce que l'Office et l'Agence canadienne d'évaluation environnementale lancent un processus de détermination de la portée environnementale de son projet de gazoduc TransVoyageur. TransCanada a soumis la demande au nom de TransVoyageur Transmission Limited, dont elle est propriétaire à part entière.

TransCanada a informé l'Office que TransVoyageur a l'intention de déposer, en automne 1997, une demande visant à obtenir l'autorisation de construire un pipeline de 1 000 kilomètres (620 milles) reliant Empress, en Alberta, à un point près d'Emerson au Manitoba. Le réseau de TransVoyageur serait parallèle à celui de TransCanada reliant Empress à un point situé soit près de Brandon, soit près de Portage La Prairie au Manitoba. La compagnie est en train d'évaluer deux possibilités de couloir pour l'établissement du pipeline, dont l'une est susceptible de provoquer une étude approfondie en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale.

Le réseau envisagé par TransVoyageur augmenterait la capacité de transport du pipeline actuel de 57 millions de mètres cubes (2 milliards de pieds cubes) par jour. La date de mise en service est prévue pour le 1^er novembre 1999.

2. St. Clair Pipelines (1996) Ltd. - Gazoduc de Dawn au lac Érié

Le 26 septembre 1997, St. Clair a déposé un avis par lequel elle demandait à ce que l'Office et l'Agence canadienne d'évaluation environnementale lancent un processus de détermination de la portée environnementale de son projet de construction de gazoduc de Dawn au lac Érié.

St. Clair a informé l'Office qu'il avait l'intention de déposer une demande visant à la construction et à l'exploitation d'un nouveau gazoduc, allant de la station de compression Dawn de Union Gas Limited, située près de Sarnia en Ontario, jusqu'au rivage du lac Érié, près de Port Stanley en Ontario. Le gazoduc, connu sous le nom de « Dawn to Lake Erie Pipeline », sera raccordé avec le Lake Erie Pipeline que TransCanada PipeLines Limited envisage de construire et d'exploiter, lequel sera à son tour raccordé au Millenium Pipeline Project envisagé à la frontière internationale du lac Érié. Millenium est la société formée par les compagnies Columbia Gas Transmission, CMS Energy, MCN Energy, Westcoast Energy (U.S.) Inc. et TransCanada.

Le Dawn to Lake Erie Pipeline consistera d'environ 85 kilomètres (52,7 milles) de canalisation et transportera initialement 18,4 millions de mètres cubes (650 millions de pieds cubes) par jour, puis éventuellement 36,8 millions de mètres cubes (1 300 millions de pieds cubes) par jour en raison de l'accroissement de la compression en aval. Le coût des installations projetées est estimé à 178 millions $ et la date prévue de la mise en service est le 1^er novembre 1999.

début

Autres demandes

L'Office reçoit un certain nombres 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 juillet 1997 du bulletin des Activités de réglementation, il a étudié les questions suivantes.

Questions relatives au gaz naturel

Questions réglées

1. Alberta Northeast Gas Limited et TransCanada Gas Services - Modifications de contrat - Licence d'exportation de gaz naturel GL-102

Le 30 septembre 1997, l'Office a approuvé la demande datée du 10 septembre 1997, présentée par ANE et TransCanada, visant à obtenir l'approbation des modifications apportées aux contrats de ventes de gaz étayant la licence d'exportation GL-102. Aux termes de la licence GL-102, ANE exporte du gaz naturel à plusieurs compagnies alimentant le marché local des états de New York, du New Jersey, du Connecticut, du New Hampshire, du Massachusetts et de Rhode Island.

2. Imperial Oil Resources Limited et Southern California Edison Company (« SoCal ») - Révocation de la licence d'exportation de gaz naturel GL-211

Le 20 août 1997, l'Office a approuvé une demande déposée conjointement le 15 août 1997 par Imperial et SoCal dans le but d'obtenir la révocation de la licence GL-211. Les demandeurs ont déclaré que SoCal a entrepris de vendre toutes ses installations de production d'électricité fonctionnant au gaz, à la suite de mesures législatives visant à la restructuration de l'électricité en Californie et de la décision, par la California Public Utilities Commission, de procéder à une restructuration de l'électricité. De ce fait, SoCal n'a plus besoin du gaz naturel que Imperial lui fournissait en vertu de la licence d'exportation GL-211.

3. New England Power Company (« NEP ») et Sceptre Resources Limited - Modification et reformulation de l'accord d'achat de gaz naturel - Licence d'exportation de gaz naturel GL-160

Le 26 août 1997, l'Office a approuvé la demande du 10 juin 1997, présentée par NEP et Sceptre, concernant la modification et la reformulation d'un accord d'achat de gaz naturel affectant leur contrat de vente de gaz daté du 31 août 1988 et étayant les exportations en vertu de la licence GL-160. La licence GL-160 autorise NEP à exporter du gaz naturel vers ses installations au Massachusetts et à Rhode Island.

4. Société en commandite PanEnergy Marketing et société en commandite Duke Energy Marketing - Changement de nom - Licences d'exportation de gaz naturel GL-269, GL-145 et GL-147

Le 22 septembre 1997, l'Office a approuvé des demandes présentées par PanEnergy et Duke Energy, les 4 et 9 juillet 1997, en vue de modifier les licences GL-269, GL-145 et GL-147 afin d'y inscrire le nom de Duke Energy, au lieu de PanEnergy, à titre de détenteur de la licence.

début

Question à l'étude

5. Engage Energy Canada L.P. - 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 et GL-227 de Westcoast Gas Services Inc. à Engage Energy Canada, L.P.

L'Office attend un supplément d'information que la société doit déposer.

début

Questions relatives à l'électricité

Questions réglées

1. James MacLaren Industries Inc. - Demande de permis d'exportation d'électricité

Le 16 juillet 1997, l'Office a approuvé la demande datée du 10 avril 1997 présentée par James MacLaren sollicitant 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 sur une période de 10 ans.

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

Le 16 septembre 1997, l'Office a approuvé la demande du 22 mai 1997 présentée par PWX en son nom et en celui de BC Hydro, 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.

L'Office a sollicité l'opinion des parties intéressées au sujet de cette demande.

début

Questions relatives aux pipelines

Questions réglées

1. Rapport de vérification en matière de sécurité

Le 30 juillet 1997, l'Office a adopté le rapport de vérification en matière de gestion de la sécurité pour vérifier que les activités de Westspur Pipe Line Company Inc. étaient conformes au Règlement sur les pipelines terrestres et au Règlement sur le croisement de pipe-lines.

2. Federated Pipe Lines (Northern) Ltd. - Modification du certificat OC-42

Le 5 septembre 1997, l'Office a approuvé la demande datée du 10 juillet 1997 présentée par Federated visant à obtenir l'autorisation d'apporter les changements suivants au certificat OC-42 : 1) exemption de l'obligation de prouver que les droits fonciers relatifs à la zone d'extraction d'agrégat ont été obtenus; 2) modification du calendrier de construction; 3) ajournement de l'installation de pompes excédentaires aux stations de pompage; 4) utilisation d'une conduite d'une épaisseur de paroi différente de celle qui avait été proposée à l'origine.

Le certificat OC-42 autorise Federated à construire environ 172 kilomètres (106 milles) de canalisation pour le transport de pétrole brut, de condensat résiduaire, d'éthane plus et de propane plus à partir d'installations situées à Taylor, en Colombie-Britannique jusqu'à un raccordement de canalisation prévu à Belloy, en Alberta.

3. Pipeline Interprovincial Inc. - Modification du certificat OC-41

Le 29 août 1997, l'Office a approuvé une demande datée du 4 avril 1997 présentée par Interprovincial visant à obtenir l'autorisation de procéder à des changements dans la conception des moteurs de pompes. Ceci était l'une des questions examinées à l'audience OH-1-96 (Programme d'agrandissement du réseau, Phase II); ces changements ont été subséquemment approuvés en vertu du certificat OC-41 (voir l'article 1 sous la rubrique Décisions rendues dans le numéro 58 des Activités de réglementation en date du 1^er octobre 1997).

L'Office a sollicité l'opinion des parties intéressées au sujet de cette demande.

4. Renaissance Energy Ltd. - Construction d'un oléoduc et d'un gazoduc

Le 29 septembre 1997, l'Office a approuvé une demande datée du 6 août 1997 présentée par Renaissance visant l'autorisation de construire un gazoduc et un oléoduc de 9,4 kilomètres (5,8 milles) chacun.

L'oléoduc serait utilisé pour le transport de pétrole à partir de la batterie Northend (propriété de Renaissance), située à 16-20-28 W3M en Saskatchewan, jusqu'à Green Blades, situé à 12-28-40-01 W4M en Alberta. Le gazoduc serait utilisé pour le transport de gaz naturel brut à partir d'un puits se trouvant à 01-17-40-28 W3M en Saskatchewan jusqu'à des installations situées à Green Blades en vue d'alimenter l'usine à gaz Cadogan, à 8-14-40-03 W4M en Alberta. Le coût des deux pipelines est estimé à 1,27 million $.

5. Demandes présentées en vertu de l'article 58

L'Office a approuvé ou étudie actuellement 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 instruire ces questions sans tenir d'audience publique. Au cours de la période concernée par ces Activités de réglementation, l'Office a approuvé 21 demandes en vertu de l'article 58, d'une valeur de 29 315 339 $. Voir l'Annexe III pour obtenir une description des demandes approuvées ou à l'étude.

début

Questions à l'étude

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

Le 24 décembre 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 Hythe de AEC West, située sur le lot 11-18-74-12 W6M en Alberta, pipelines qui porteront le nom 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 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.

7. CML Resources Ltd. (« CML ») 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 et s'étend sur une longueur de 200 mètres (656 pieds).

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

8. Canadian Natural Resources Limited (« CNR ») - Construction d'un gazoduc

Le 11 juin 1997, CNR a demandé l'autorisation de construire un gazoduc de 2,5 kilomètres (1,5 mille) pour raccorder un puits de gaz situé à LSD 10-12-55-1 W4M en Alberta à un réseau de collecte de CNR se trouvant à LSD 6-17-55-27 W3M en Saskatchewan.

Le 17 juillet et le 21 août 1997, l'Office a demandé par lettre à CNR un complément d'information.

9. 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 $.

Le 20 août 1997, l'Office a demandé par lettre à Northstar un complément d'information.

début

Questions relatives au transport, aux droits et aux tarifs

Questions réglées

1. TransCanada PipeLines Limited - Service de stationnement et de prêt (« SSP »)

Le 8 juillet 1997, l'Office a approuvé, pour une période d'un an, la demande de TransCanada datée du 21 mars 1997 visant à prolonger le SSP à tous les points de réception et de livraison de son réseau. TransCanada avait proposé que le SSP soit disponible en permanence.

En octobre 1996, TransCanada a commencé à offrir le SSP, selon le barème des droits du projet pilote SSP. Le service était offert aux points de livraison de Niagara et d'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, en ce qu'il leur offre davantage de souplesse et facilite la gestion du gaz stocké en canalisation.

L'Office a eu recours à une procédure écrite pour traiter de cette question.

2. TransCanada Pipeline 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 :

début

Questions à l'étude

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

(Pour obtenir de plus amples renseignements sur cette question, se référer au paragraphe 8 des Questions relatives au transport et aux droits, n^o 58 des Activités de réglementation en date du 1^er octobre 1996.)

4. PanCanadian Petroleum Limited - Demande de transport de condensat

Le 17 septembre 1996, PanCanadian a demandé à l'Office d'enjoindre la Compagnie des pétroles Amoco Canada Ltée de rétablir le service de transport de condensat entre Marysville, au Michigan et Sarnia, en Ontario. En 1995, Amoco avait retiré du service de transport de condensat un pipeline d'un diamètre de 8 pouces (20,32 centimètres), franchissant la rivière St. Clair, pour l'affecter au transport de gaz de pétrole liquéfié.

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 toutefois qu'il ne procéderait pas plus avant, tant que PanCanadian n'aurait pas fourni une mise à jour de sa demande et de la situation concernant le pipeline de raccord américain.

5. TransCanada PipeLines Limited - Service provenant de tiers

Le 25 juillet 1997, TransCanada a fait une demande visant à obtenir l'autorisation de passer des contrats à court terme relatifs à des services offerts par des tiers, de manière à favoriser les services et les recettes discrétionnaires de son réseau sans avoir à obtenir l'autorisation préalable de l'Office dans chaque cas. La compagnie a aussi demandé l'autorisation de déduire les coûts engendrés par les services fournis par ces tiers des recettes discrétionnaires produites, et de partager les recettes nettes sur une base de 1/3:2/3 respectivement entre TransCanada et les expéditeurs du service garanti.

Aux termes de l'article 5.1 du Règlement sur le recouvrement des coûts et le partage des recettes, TransCanada est tenue d'obtenir l'approbation du Groupe de travail sur les droits et celle de l'Office avant de passer tout contrat de service ou de capacité de transport mentionné au barème 5.1 du Règlement. TransCanada a remarqué que, compte tenu de l'instabilité du marché et de périodes de soumission limitées, elle ne dispose pas d'un délai suffisant pour obtenir dans des conditions normales, auprès du Groupe de travail sur les droits et de l'Office, l'autorisation de recourir aux services offerts par des tiers. De ce fait, des occasions de favoriser les services et les recettes discrétionnaires auront été perdues s'il est nécessaire d'obtenir au préalable des autorisations pour chaque transaction. On prévoit que l'ensemble de ces services favoriseraient les services et les recettes liés au réseau de TransCanada sans qu'il soit nécessaire d'obtenir l'autorisation préalable de l'Office dans chaque cas.

Le Règlement stipule à l'heure actuelle que TransCanada a la possibilité de conserver 1/3 des recettes brutes provenant de services discrétionnaires tel que le transport garanti à court terme et le transport interruptible. Les expéditeurs conservent 2/3 des recettes discrétionnaires brutes, mais assument 100 % des frais, y compris les coûts des tiers. De manière à favoriser l'équilibre du rapport risque/récompense entre TransCanada et ses expéditeurs, il est proposé que la compagnie et ses expéditeurs du service garanti partagent à la fois les coûts et les revenus engendrés par les dispositions impliquant des tiers, et ce, dans la proportion de 1/3:2/3. Ces dispositions ont pour objectif de faire coincider parfaitement les intérêts de TransCanada et de ses expéditeurs garantis.

Le 8 août 1997, l'Office a sollicité l'opinion des parties intéressées pour savoir s'il était nécessaire de recourir à une procédure écrite ou orale, de manière à examiner cette demande plus en détail. Suite à cette sollicitation, l'Office poursuit présentement une procédure par voix de mémoires pour traiter de cette question.

début

Questions pionnières

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

Deux demandes ont été retirées : l'une datant du trimestre précédent et l'autre de celui-ci. La modification à la demande du trimestre précédent est présentement à l'étude.

début

Questions relatives à la sécurité

1. Exposés sur les conclusions de l'enquête sur la fissuration par corrosion sous tension (« FCST »)

Le 24 juillet 1997, l'Office a publié un document intitulé Notes du personnel sur les réunions publiques tenues dans les collectivités. Dans le cadre de l'enquête sur la fissuration par corrosion sous tension des oléoducs et gazoducs canadiens, l'Office a visité quatre collectivités afin de recueillir leurs points de vue sur les conséquences des défaillances attribuables à la FCST sur les personnes vivant à proximité d'un pipeline. À la demande des collectivités, l'Office s'est engagé à reprendre contact avec elles après la parution du rapport d'enquête. En mars et avril 1997, des membres du personnel de l'Office ont tenu des réunions à Rapid City, au Manitoba, et à Williamstown, Vermilion Bay et Ilderton, en Ontario.

L'objectif premier des réunions était de présenter les conclusions de l'enquête sur la FCST. Au cours des rencontres, les participants ont exprimé des préoccupations concernant la FCST, la sécurité pipelinière, le rôle de l'Office, des questions foncières, l'exploitation et l'entretien des pipelines et nombre d'autres questions. Le document Notes du personnel sur les réunions publiques tenues dans les collectivités résume les grandes préoccupations soulevées au cours des réunions et les réponses que l'Office y a apportées.

Selon l'Office, beaucoup des commentaires formulés par les collectivités font ressortir le besoin d'améliorer les communications entre l'Office et le public, spécialement les propriétaires fonciers. L'Office prendra ces commentaires en considération à l'avenir au moment de délibérer de questions qui peuvent toucher le public.

2. Réponse de l'ONÉ au rapport d'accident n^o P95H0036 du Bureau de la sécurité des transports du Canada (« BST »)

Le 15 juillet 1997, le BST a publié un rapport au sujet d'un accident de gazoduc survenu le 29 juillet 1995 près de Rapid City au Manitoba. L'incident s'est produit à la station de compression 30 de TransCanada PipeLines Limited. Suite à son enquête, le BST a fait part à l'Office des deux recommandations et de la préoccupation relative à la sécurité mentionnées ci-après :

Le 3 octobre 1997, l'Office a fait parvenir aux compagnies relevant de sa compétence et susceptibles d'être affectées par les recommandations du BST une lettre leur signalant que l'Office allait réévaluer les capacités des systèmes de fermeture d'urgence des réseaux pipeliniers relevant de sa compétence. L'Office a envoyé une lettre accompagnée d'une demande de renseignements afin d'obtenir une compréhension plus approfondie des facteurs pertinents aux questions concernant :

début

Appels et révision

Appels

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. -&nbnsp;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 judiciairede 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 ».

Un appel a été déposé et sera étudié par la cour en novembre 1997.

début

Révision

Révision Réglée

1. Rocky Mountain Ecosystem Coalition, Alberta Greens et M^me 'Zoe' C.T. Preston - Réexamen des licences d'exportation de gaz

Le 8 août 1997, l'Office a rejeté des demandes présentées par les parties précitées pour le prier d'entreprendre un réexamen public détaillé de toutes les licences d'exportation de gaz en vigueur. Dans leurs demandes, les trois parties alléguaient que les réserves de gaz sur lesquelles s'appuient les licences d'exportation à long terme ne sont peut-être plus suffisantes pour étayer les licences en vigueur, si bien que les exportations autorisées aux termes de ces licences pourraient ne pas être dans l'intérêt public des Canadiens. Les demandeurs soulevaient ces préoccupations en réaction à la publication, le 11 juin 1997, des résultats de la Phase II de l'examen des réserves de gaz non connectées en Alberta, mené conjointement par l'Alberta Energy and Utilities Board et l'ONÉ (voir le point 2 sous la rubrique Autres questions, du numéro du 1^er juillet 1997 des Activités de réglementation). La Phase II de cet examen a abouti à une réduction d'environ 3 % des estimations des réserves restantes en Alberta.

L'Office a souligné que les demandeurs n'avaient fourni ni renseignements ni preuves indiquant qu'un détenteur de licence en particulier ne serait pas en mesure de respecter ses engagements en matière d'exportations, pas plus qu'ils n'ont démontré un lien entre les réserves de gaz non connectées et des licences d'exportation particulières. L'Office a estimé que les demandeurs n'avaient pas jeté un doute sur le bien-fondé de ses décisions antérieures d'accorder des licences d'exportation de gaz, et a donc rejeté la demande.

début

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.

Une modification au Règlement précité est en voie d'être préparé pour changer la référence à la norme CSA Z662-94 afin de citer plutôt la norme Z662-96; l'Office prévoit rendre une ordonnance à cet effet, en attendant l'adoption de l'amendement.

Un ensemble de directives d'accompagnement au Règlement sont en préparation, et devraient être prêts d'ici le 31 mars 1998.

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 tenir compte dans la conception, la construction, l'exploitation, l'entretien et la cessation d'exploitation d'un pipeline marin.

Le Règlement est en cours de rédaction et la première ébauche devrait être prête d'ici le 31 mars 1998.

3. Règlement sur le recouvrement des frais de l'Office national de l'énergie

Des modifications au règlement ont été préparées et seront 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 usines de traitement d'hydrocarbures

L'Office prévoit achever en 1998 l'avant-projet d'un Règlement sur les usines detraitement d'hydrocarbures.

5. 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
• Directives concernant les programmes relatifs à l'environnement physique réalisés pendant les activités de forage pétrolier et de production des terres pionnières

début

Autres questions

Association canadienne des producteurs pétroliers (« ACPP ») - Atelier sur les gazoducs

Le 20 novembre 1996, l'ACPP a demandé à l'Office de tenir un atelier sur les questions touchant l'aptitude des compagnies pipelinières à mieux desservir l'industrie du gaz.

L'Office a par la suite demandé et obtenu d'utiles commentaires sur cette proposition, et il a suggéré dans sa lettre du 4 mars 1997 qu'une telle initiative serait précieuse. Dans cette même lettre, il invitait les parties à lui signaler si elles souhaitaient siéger à un groupe de travail dont le mandat serait d'établir la portée et la formule de l'atelier.

Pour mieux ancrer l'engagement de l'industrie dans cette démarche, l'Office a obtenu de l'ACPP, de l'Association canadienne des ressources énergétiques (« ACPRÉ ») et de l'Association canadienne du gaz qu'elles animent la réunion du groupe de travail. L'équipe d'animation a formulé de façon plus précise le but de la réunion, soit relever les questions générales auxquelles doivent répondre l'Office et l'industrie et, au besoin, déterminer la démarche pour y répondre.

Le groupe de travail s'est réuni à Calgary le 16 septembre 1997. Il a jugé inutile de tenir un atelier à ce moment. L'ACPP et l'ACPRÉ se pencheront plutôt ensemble sur des questions spécifiques axées avant tout sur la simplification du processus de réglementation. Elles obtiendront l'apport des parties intéressées de façon ponctuelle et, lorsqu'un processus sera établi, elles solliciteront l'approbation de l'Office.

début

Questions administratives

Nominations

Le 4 septembre 1997, M. Ralph Goodale, ministre de Ressources naturelles Canada, a annoncé la nomination de M^me Diana Valiela et de M. Rowland J. Harrison comme membres permanents de l'Office. M. Goodale a aussi annoncé la nomination de M. Gaétan  Caron en tant que membre temporaire de l'Office.

M^me Valiela a reçu un Baccalauréat en droit de l'Université de la Colombie-Britannique (UCB) en 1994. Elle est titulaire d'un Baccalauréat en sciences biologiques de la Rutgers University, en plus d'une Maîtrise et d'un Doctorat en zoologie de la Duke University. M^me Valiela est l'auteure de plus d'une trentaine de publications, dont un livre intitulé Biological Environmental Impact Studies: Theory and Methods.

Avocate travaillant actuellement pour le cabinet Lawson Lundell Lawson & McIntosh de Vancouver, M^me Valiela a été directrice-propriétaire d'une société d'experts-conseils en science environnementale et en gestion de 1991 à 1994. Entre 1983 et 1991, elle a été chef de la division des objectifs en matière de qualité environnementale au bureau régional du Pacifique et du Yukon d'Environnement Canada. Pendant qu'elle était au service d'Environnement Canada, M^me Valiela a été la présidente canadienne de deux comités relevant du Conseil international d'étude de la rivière Flathead. Avant cela, elle était chercheuse associée au Westwater Research Centre de l'Université de la Colombie-Britannique.

M^me Valiela a agi à titre de coordonnatrice de la recherche pour le groupe chargé de l'élaboration du Plan d'action du Fraser à Environnement Canada, et elle a siégé, en 1991, au Groupe de travail multipartite sur la gestion des effluents d'usines de pâtes, en Colombie-Britannique.

M^e Harrison a obtenu une Maîtrise en droit de l'Université de l'Alberta en 1975. Au moment de sa nomination, M. Harrison était un associé du bureau de Calgary de la société Stikeman, Elliot Barristers and Solicitors, sa spécialité étant la réglementation énergétique. M^e Harrison est membre du Barreau de la Nouvelle-Écosse, de l'Ontario et de l'Alberta.

M^e Harrison possède une vaste expérience en tant que conseiller en matière de réglementation dans le secteur pétrolier et gazier auprès des gouvernements provinciaux, territoriaux et fédéral du Canada ainsi que des gouvernements étrangers. Il a été professeur de droit aux universités d'Ottawa, Dalhousie, de Calgary et de l'Alberta. M^e Harrison a été le fondateur-directeur exécutif de l'Institut canadien du droit des ressources de l'Université de Calgary.

Depuis 1987, M^e Harrison a plaidé diverses causes portées devant l'ONÉ ayant trait auxdroits et tarifs, aux installations pipelinières et aux licences d'exportation du gaz naturel. Il a aussi présidé le Groupe de travail de l'Ocean Ranger du ministre d'Énergie, Mines et Ressources, dont le mandat était d'offrir des conseils sur les méthodes possibles de mettre en oeuvre certaines des recommandations mises de l'avant par la Commission royale sur le désastre marin de l'Ocean Ranger de 1987.

M^e Harrison a aussi présidé le groupe de travail chargé de l'élaboration de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, dont les activités comprenaient un processus de consultation que l'industrie et le gouvernement ont jugé des plus réussis.

M. Caron est titulaire d'un diplôme en génie rural de l'Université Laval et d'une Maîtrise en administration des affaires de l'Université d'Ottawa obtenue en 1987. Il compte à son actif quelque dix-huit ans d'expérience comme employé de l'ONÉ. M. Caron a travaillé au sein de la Direction du génie pipelinier jusqu'au mois d'août 1991, puis il a ensuite accédé au poste de directeur.

En septembre 1991, M. Caron est devenu directeur de la Réglementation financière, poste qu'il a occupé jusqu'à sa nomination intérimaire à titre de directeur exécutif en août 1994. En décembre 1994, M. Caron a été nommé en permanence dans son poste de directeur exécutif de l'ONÉ.

M. Caron est membre de l'Ordre des ingénieurs du Québec et de l'Association professionnelle des cadres de la fonction publique du Canada.

début

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

Phase II - Validation du concept

Dans le cadre de la Phase de validation du concept, les participants au projet SDÉ ont mis à l'essai les modèles de documents élaborés durant la Phase I pour démontrer qu'ils peuvent servir en vue de la création, de l'échange et de la réutilisation de l'information en matière de réglementation. Pendant la validation du concept, les participants ont pu acquérir une expérience de première main de la technologie sous-tendant le SDÉ, y compris le dépôt central dans lequel seront versés tous les documents électroniques relatifs à la réglementation.

Les améliorations susceptibles de résulter de la mise en oeuvre intégrale du projet SDÉ seront relevées au cours d'une analyse coûts-avantages, qui sera déposée à l'issue de la phase de validation, en septembre 1997. On produira également une évaluation écrite de l'incidence de l'implantation du SDÉ dans les organismes participants.

Le plan de mise à l'essai détaillé, dressé pour la phase de validation, couvre les besoins en formation et en soutien technique des participants. Pendant l'étape de transition menant à la mise en oeuvre à pleine échelle du système chez les participants, le groupe cernerales questions qu'il reste à résoudre, les besoins estimatifs en ressources humaines et les exigences en logiciel et en matériel, et définira l'échéancier de mise en oeuvre.

Phase III - Mise en oeuvre

Les 18 et 19 août, les participants du projet se sont réunis à Edmonton pour arrêter des plans d'activité aux fins de la mise en oeuvre du SDÉ. On a remanié la structure du comité chargé du projet pour mettre l'accent sur trois grands aspects de la phase de mise en oeuvre, à savoir les besoins liés au processus de réglementation, les facteurs techniques, et la communication et l'éducation.

Compte tenu des résultats de la phase de validation et d'une nouvelle analyse coûts-avantages, une décision sera prise au début d'octobre quant à savoir si on ira de l'avant avec la mise en oeuvre du système. Selon la décision prise, un dépôt central accessible au public, renfermant les premiers documents électroniques, pourrait être disponible sur Internet dès octobre.

début

Documents publiés entre le 1^er juillet et le 30 septembre 1997

Motifs de décision

• 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 - Avril 1997
• Westcoast Energy Inc. - Droits pour 1997 - RH-1-97 - Septembre 1997
• TransCanada PipeLines Limited - Droits de 1997 - RH-1-97 - Septembre 1997
• Divers demandes d'exportation de gaz naturel - GHW-1-97 - Septembre 1997

début

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.

début

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.

début

Site Web

L'utilisateur d'Internet est invité à visiter la page d'accueil interactive de l'Office, à l'adresse www.neb-one.gc.ca.

début

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

Office national de l'énergie
Michel L. Mantha
Secrétaire

début

Information et copies

Pour obtenir des renseignements, veuillez communiquer avec :

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

Pour obtenir des exemplaires des documents, veuillez communiquer avec :

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

début

Annexe III

Demandes présentées en vertu de l'article 58

L'Office a approuvé ou examine plusieurs demandes, présentées aux termes de l'article 58 de la Loi sur l'ONÉ, qui portent sur des installations pipelinières courantes ou sur la construction de pipelines ne dépassant pas 40 kilomètres de longueur. Ces questions peuvent être étudiées sans la tenue d'une audience publique.

Gazoducs

début

Oléoducs

début

Profil

L'Office national de l'énergie est une cour fédérale de réglementation créée par une loi du Parlement le 2 novembre 1959. Au fil des ans, l'Office a joué un rôle important dans le développement du secteur énergétique au Canada.

En vertu des pouvoirs de réglementation que lui confère la Loi sur l'Office national de l'énergie, l'Office délivre des autorisations d'exportation de pétrole, de gaz naturel et d'électricité, accorde des certificats visant les pipelines interprovinciaux et internationaux et les lignes internationales de transport d'électricité et établit les droits et les tarifs applicables aux oléoducs et aux gazoducs relevant de la compétence fédérale.

Outre ses fonctions de réglementation, l'Office est également chargé de conseiller le gouvernement sur la mise en valeur et l'utilisation des ressources énergétiques.

La Loi exige également que l'Office suive la situation de l'approvisionnement en ce qui a trait à tous les principaux produits énergétiques au Canada, particulièrement l'électricité, le pétrole, le gaz naturel et les sous-produits de ces hydrocarbures; il doit aussi se tenir au fait de la demande d'énergie au Canada et à l'étranger.

Les responsabilités de l'Office en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et de certaines dispositions de la Loi fédérale sur les hydrocarbures englobent la réglementation des activités d'exploration, de mise en valeur et de production du pétrole et du gaz dans les régions pionnières de manière à favoriser la sécurité des travailleurs, la protection de l'environnement et la conservation des ressources en hydrocarbures.

L'Office a également des responsabilités précises en vertu de la Loi sur le pipe-line du Nord et de la Loi sur l'administration de l'énergie. En outre, le ministre du Travail a nommé des inspecteurs de l'Office à titre d'agents de sécurité chargés d'appliquer la partie II du Code canadien du travail.

Office national de l'énergie
444, Septième Avenue S.-O.
Calgary (Alberta)
T2P 0X8
Téléphone : 403-292-4800
Télécopieur : 403-292-5503

début