Activités de réglementation 63

À partir du mois de janvier, l'Office offrira sur l'Internet des mises à jour mensuelles du numéro le plus récent des Activités de réglementation. Il n'en sera pas envoyé de copies sur papier. L'Office continuera cependant à faire parvenir le numéro trimestriel des Activités de réglementation aux personnes n'ayant pas accès à l'Internet.

Demandes instruites dans le cadre d'une audience publique

Audiences publiques

Décisions rendues

1. Novagas Clearinghouse Ltd. - Westcoast Energy Inc. - Arrangements d'extraction du gaz à Taylor, en Colombie-Britannique - MH-2-97

L'Office a décidé que Westcoast doit modifier son tarif pour tenir compte du fait que ses expéditeurs détiennent les droit à l'égard des liquides de gaz naturel (LGN) contenus dans leur gaz. Aux termes du présent tarif, Westcoast est autorisée à envoyer le gaz à l'usine de traitement de Solex Gas Liquids Ltd., où les LGN sont extraits du flux de gaz et remplacés par des volumes de gaz de même contenu thermique.

L'Office a donc ordonné à Westcoast d'entreprendre des pourparlers avec ses expéditeurs, par l'entremise du groupe de travail sur les droits et tarifs, pour déterminer quelles modifications doivent être apportées à son tarif pour que les expéditeurs obtiennent les droits aux LGN présents dans leur gaz et, si Novagas construit une usine, puissent enjoindre à Westcoast de détourner leur gaz vers l'usine de Novagas.

La décision ressort d'une audience publique pour l'examen des pratiques de Westcoast à l'égard des arrangements d'extraction du gaz à Taylor. Novagas avait demandé à l'Office d'interdire à Westcoast de détourner le gaz, sauf si cela est conforme aux commandes et aux instructions des expéditeurs.

L'Office a tenu une audience publique concernant cette demande à Calgary du 15 au 29 septembre 1997 (quatre jours).

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

Rapport de la commission d'examen public conjoint, daté d'octobre 1997; diffusé le 27 octobre 1997.

Motifs de décision de l'Office national de l'énergie, datés de décembre 1997; diffusés le 3 décembre 1997.

Le 10 septembre 1996, une commission, comprenant cinq personnes, a été créée, conformément à l'Accord dans le cadre d'un examen public conjoint des projets de gaz proposés pour l'île de Sable, dans le but de procéder à un examen des projets gaziers de l'île de Sable. Cette entente a été établie pour éviter les chevauchements et dédoublements de compétence. Les signataires en étaient 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 et socio-économiques des projets ont été étudiés par la commission au complet. Trois membres de la commission ont aussi examiné certains aspects des projets à titre de membres du comité d'audience de l'Office national de l'énergie; un membre de la commission a examiné d'autres aspects à titre de commissaire de l'Office Canada–Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers.

La commission d'examen public conjoint a examiné une proposition de projet soumise par Mobil Oil Canada Properties, Shell Canada Limited et d'autres compagnies visant la mise en valeur de six champs de gaz extracôtiers au large de l'île de Sable (« SOEP »). Cette proposition prévoit la construction d'un pipeline pour transporter le gaz à terre, celle d'une usine de traitement de gaz à Goldboro (Nouvelle-Écosse), celle d'un pipeline pour transporter les liquides de gaz naturel de l'usine de gaz jusqu'à Point Tupper (Nouvelle-Écosse) et aussi celle d'installations de stockage des liquides de gaz naturel à Point Tupper.

La commission d'examen a aussi examiné une proposition soumise par Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. (« M&NP ») visant la construction d'un pipeline pour transporter le gaz de l'usine de traitement jusqu'à un point situé le long de la frontière canado-américaine, près de St. Stephen, au Nouveau-Brunswick.

Une audience publique s'est tenue à Halifax et à Frédéricton du 7 avril au 14 juillet 1997 (54 jours). Deux audiences informelles ont aussi eu lieu : l'une, le 4 avril 1997, à Moncton (Nouveau-Brunswick), et l'autre, le 5 avril 1997, à Antigonish (Nouvelle-Écosse).

La commission d'examen public conjoint a décidé que les projets SOEP et M&NP n'étaient pas susceptibles d'entraîner d'effets environnementaux négatifs importants, pourvu que soient appliquées aux deux projets les mesures d'atténuation voulues. La commission a conclu que les projets pouvaient aller de l'avant, sous réserve d'un certain nombre de conditions.

Le rapport de la commission contenait aussi une décision de l'Office national de l'énergie relative à des demandes présentées par Tatham Offshore Inc. et Gazoduc Trans Québec et Maritimes Inc. (« Gazoduc TQM ») visant à obtenir l'assurance que la délivrance d'un certificat relatif au pipeline de M&NP serait retardée jusqu'à ce que les demandes concurrentes de Tatham et Gazoduc TQM aient pu être déposées, entendues, et qu'elles puissent faire l'objet d'une décision (voir le point 1 à la section Demandes d'audience, Demande d'audience ajournée et le point 2 à la section intitulée Demandes d'audience, Demandes d'audience déposées).

Le 3 décembre 1997, le gouvernement du Canada a accepté les recommandations figurant dans le rapport.

L'Office a approuvé les demandes présentées par SOEP et M&NP visant la construction des installations extracôtières et terrestres relevant de sa compétence.

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

L'Office a approuvé la construction d'environ 308,4 kilomètres (192 milles) de doublement pipelinier et l'installation de onze nouveaux compresseurs, des installations de comptage additionnelles à cinq stations et divers autres dispositifs en Saskatchewan, au Manitoba, en Ontario et au Québec. Le coût estimatif des installation est de 824,9 millions de dollars et la mise en service est prévue pour le 1^er novembre 1998.

Grâce à l'agrandissement, environ 10 millions de mètres cubes (352 millions de pieds cubes) de gaz par jour pourront être expédiés dans le cadre du nouveau service de transport garanti, qui sera offert à partir d'Empress, en Alberta, dès le 1^ernovembre 1998; sur ce total, 16,6 % du gaz est destiné aux clients canadiens du Manitoba, de l'Ontario et du Québec, et le reste sera exporté. Les nouvelles installations permettront aussi d'expédier environ 1,8 million de mètres cubes (65 millions de pieds cubes) de gaz par jour dans le cadre du nouveau service de transport à courte distance, qui sera offert de St. Clair, en Ontario, jusqu'à East Hereford, au Québec, dès le 1^er novembre 1998. TransCanada sera aussi autorisée à convertir 4 255 millions de mètres cubes (150,2 milliards de pieds cubes) de la quantité contractuelle annuelle transportée dans le cadre du service garanti offert, en 11,7 millions de mètres cubes (412 millions de pieds cubes) par jour environ de service de transport garanti.

L'Office a tenu une audience publique concernant cette demande à Calgary du 22 septembre au 1^er octobre 1997 (six jours).

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

L'Office a approuvé une demande déposée par Pipeline Interprovincial relativement à des installations et d'une méthode de conception des droits en vue d'inverser la direction de l'acheminement du pétrole brut dans sa canalisation 9.

La canalisation 9 de Pipeline Interprovincial est un oléoduc de 832 ètres (517 milles) de longueur qui s'étend entre Montréal (Québec) et Sarnia (Ontario). Pipeline Interprovincial et un groupe de raffineurs de l'Ontario (au nombre de cinq au départ, puis de quatre) ont élaboré le projet de renversement de la canalisation 9 pour que le pétrole brut importé au Canada grâce aux installations de Portland Pipe Line Corporation et de la compagnie Les Pipe-Lines Montréal Limitée puisse être transporté sur la canalisation 9 d'est en ouest, soit de Montréal vers les grands centres de raffinage de l'Ontario. La canalisation 9 renversée aurait une capacité de 38 160 mètres cubes (240 000 barils) par jour après la première année d'exploitation en mode renversé. le coût estimatif du projet est environ 89 millions de dollars et la mise en service est prévue pour le 1^erjuillet 1998.

L'Office a rejeté le principe de l'accès prioritaire absolu des quatre raffineurs, que prévoyait l'entente étayant les installations, et a exigé que Pipeline Interprovincial réserve 20 % de la capacité disponible, chaque mois, pour assurer le libre accès à sa canalisation à d'autres expéditeurs éventuels.

L'Office a aussi rejeté la requête de United Refining Company, de Warren (Pennsylvanie), voulant qu'il désigne Chippawa, en Ontario, en tant que destination prioritaire sur la canalisation 10 de Pipeline Interprovincial pendant les périodes où la capacité de la canalisation 7 ferait l'objet d'une répartition.

L'Office a tenu une audience publique concernant cette demande du 5 août au 10 septembre 1997 (21 jours) à Calgary,en Alberta et à London, en Ontario.

Décision en instance

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

L'Office a tenu une audience publique du 17 novembre au 17 décembre 1997 à Montréal et Magog, au Québec (19 jours) concernant une demande de Gazoduc TQM pour construire un gazoduc de Lachenaie, au Québec jusqu'à la frontière de New Hampshire, près de Pittsburg, aux États-Unis. L'audience a aussi servie 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.

Gazoduc TQM souhaite construire environ 213,2 kilomètres (132,2 milles) 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, Gazoduc 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.

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 1,0 million de mètres cubes (33,7 millions de pieds cubes) par jour seront livrés à Waterloo pour l'approvisionnement des marchés des Cantons de l'Est du Québec. 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 1,4 million de mètres cubes (48,7 millions de pieds cubes) par jour à Waterloo.

Audiences en marche

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

L'Office étudie par voie de mémoires neuf 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. Androscoggin Energy LLC, PanCanadian Petroleum Limited (deux licences), ProGas Limited (trois licences), Vermont Gas Systems, Inc. et Wascana Energy Inc.

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

Du 17 au 26 novembre (6 jours), l'Office a tenu à Calgary une conférence préparatoire à l'audience dans le but d'examiner plusieurs motions déposées auprès de l'Office concernant une demande, présentée par Alliance, sollicitant l'autorisation de construire le tronçon canadien d'un gazoduc, et ses installations connexes, à partir du nord-est de la Colombie- Britannique et du nord-ouest de l'Alberta jusqu'à la région du Midwest américain. Alliance demande aussi l'approbation des droits et tarifs connexes. L'Office a rendu ses décisions relativement à ces motions les 24, 25 et 26 novembre 1997. L'audience publique commencera le 6 janvier 1998 à Calgary (des séances se tiendront aussi à Fort St. John, à Edmonton et à Régina). 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.

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. Le réseau serait en mesure d'acheminer 37,5 millions de mètres cubes (1,325 milliards de pieds cubes) de gaz naturel par jour.

Le coût estimatif de la partie canadienne du projet est de 1,9 milliard de dollars et devrait être en service tard en 1999.

Audiences prévues

1. Northstar Energy Corporation Ltd.- Gazoduc - GH-1-98

L'Office tiendra une audience publique à partir de mardi, le 30 mars 1998, le lieu de l'audience sera annoncé à une date ultérieure, afin d'examiner une demande présentée par Northstar en vue de la construction et de l'exploitation d'un gazoduc dans le sud-ouest de l'Alberta et le sud-est de la Colombie-Britannique.

Northstar souhaite construire un pipeline qui s'étendrait sur environ 7,2 kilomètres (4,5 milles) depuis l'usine de gaz Coleman de Northstar, située à l'ouest de Coleman à Savanna, en Alberta, jusqu'à son point de raccordement avec la canalisation principale de transport de l'Alberta Natural Gas Company Ltd, à l'ouest de la frontière entre l'Alberta et la Colombie- Britannique. Le coût en capital du projet est évalué à 6,467 millions $. Au départ, la capacité faisant l'objet de contrats devrait se chiffrer à 620 000 mètres cubes (22 millions de pieds cubes) de gaz naturel par jour.

Le personnel de l'Office tiendra des séminaires publics avant l'audience pour expliquer les procédures d'audience ainsi que les questions relatives à la détermination du tracé et à l'acquisition de terrains, et pour répondre aux questions. Un séminaire public est prévu au centre sportif Crowsnest Pass, à Coleman (Alberta), le 12 mars 1998, de 19 h à 22 h.

2. Pipeline Interprovincial Inc. - Terrace - Phase 1 - OH-1-98

L'Office tiendra une audience publiques à partir de mercredi, le 15 avril 1998 à Calgary concernant une demande datée du 2 décembre 1997 deposée par Pipeline Interprovincial en vue d'obtenir un certificat l'autorisant de construire 15 nouveaux tronçons de conduite de 914 millimètres (36 pouces) de diamètre qui seront raccordés à des tronçons de doublement existants, de 1219 millimètres (48 pouces), afin de créer un cinquième oléoduc qui s'étendra de Kerrobert, en Saskatchewan, à Gretna, au Manitoba. Ce projet constitue la première phase du projet d'agrandissement Terrace.

Pour ce qui est des besoins en nouveaux équipements, il s'agira de construire environ 619 kilomètres (384 milles) de conduite, 30 stations de pompage, 14 installations de raccordement et d'ajouter de l'équipement dans les stations connexes. Environ 373 kilomètres (231 milles) de conduite seront construits à l'intérieur des servitudes actuelles de Pipeline Interprovincial et quelque 246 kilomètres (152 milles) de conduite seront aménagés sur de nouvelles servitudes, adjacentes à celles que Pipeline Interprovincial détient déjà. On estime à 640 millions $ le coût en capital des installations d'agrandissement projetées et la date de mise en service est fixée pour le mois de septembre 1999. Les installations proposées permettraient d'accroître d'environ 26 600 mètres cubes (160 000 barils) par jour le débit du réseau actuel de Pipeline Interprovincial. L'oléoduc serait utilisé avant tout pour desservir les marchés d'exportation.

Report d'audiences

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

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

Demandes d'audience

Demande d'audience ajournée

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

L'Office a approuvé les demandes de TMGT et Gazoduc TQM que l'Office ajourne son étude de leur demandes visant la construction de gazoducs s'étendant de Country Harbour, en Nouvelle-Écosse jusqu'à Saint Nicholas, au Québec qui aurait servi à transporter du gaz naturel à partir du projet gazier de l'île de Sable.

Le 26 juin 1997, Gazoduc TQM a déposé une demande visant la construction 262 kilomètres (192 milles) de gazoduc et des installations connexes qui s'étendrait de Saint Nicolas, au Québec, jusqu'à la frontière du Nouveau-Brunswick. Elle projetait aussi de construire 13,5 kilomètres (8,4 milles) de doublement de Saint Nicolas à Augustin-de-Desmaures, au Québec. Le coût estimatif des installations était de 305,3 millions $ et la mise en service était prévue pour le 1^er novembre 1999.

Le 28 août 1997, TMGT a déposé une demande visant la construction de 642 kilomètres (396 milles) de gazoduc et des installations connexes qui s'étendrait de Country Harbour, en Nouvelle-Écosse, passera par la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick, et se raccordera au gazoduc projeté de Gazoduc TQM à la frontière entre le Nouveau-Brunswick et le Québec. Il comprendra aussi une canalisation secondaire qui s'étendra sur 80 kilomètres (49 milles) d'un point situé près de Chipman, au Nouveau-Brunswick, jusqu'à un point près de Evandale, au Nouveau-Brunswick. Le coût estimatif des installations était de 629 millions $ et la mise en service était prévue pour le 1^er novembre 1999.

Demande d'audience reportée

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 du projet.

Le 26 mai 1997, CNP, de la part d'ATCO Gas Pipelines - une division de 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 projetait 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 servirait à transporter le gaz produit par l'usine Waterton de Shell et destiné au marché d'exportation. Le coût estimatif du projet était 35 millions de dollars et la mise en service était prévue pour le milieu d'octobre 1998.

Demandes d'audience déposées

1. AEC Suffield Gas Pipeline Inc. - Gazoduc

Le 15 septembre 1997, AEC Suffield a déposé une demande visant la construction d'un gazoduc 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 nouveau pipeline 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 mise en service est prévue pour le 1^er novembre 1998.

Le 14 octobre 1997, l'Office a entrepris de déterminer quelle doit être la portée de l'évaluation environnementale à mener aux termes de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale relativement au projet.

2. North Atlantic Pipeline Inc. - Gazoduc marin

Le 10 octobre 1997, North Atlantic a déposé une demande visant la construction et l'exploitation d'un gazoduc marin au large de la côte est du Canada.

La compagnie propose de construire son gazoduc en trois phases. La première phase débuterait aux installations du projet énergétique extracôtier de l'île de Sable à Country Harbour, en Nouvelle-Écosse, aux fins d'acheminer le gaz de l'île de Sable jusqu'aux marchés de Halifax en Nouvelle-Écosse ainsi que vers des installations de North Atlantic (É.U.) pour alimenter d'autres marchés nord-américains à partir d'un point situé à Seabrook, au Maine. La mise en service est prévue pour le 1^er novembre 1999.

La seconde phase du projet serait la construction des installations nécessaires au transport du gaz naturel produit à partir du bassin Jeanne d'Arc des Grands Bancs de Terre-Neuve jusqu'à Argentia, à Terre-Neuve, pour desservir le marché terre-neuvien.

La troisième phase du projet serait la construction d'un gazoduc reliant Argentia à Country Harbour, afin de permettre au gaz des Grands Bancs et à celui qui sera produit par la suite dans le bassin des Laurentides d'atteindre les marchés des Maritimes et ceux des États-Unis et du Canada central.

3. Souris Valley Pipeline Limited - Pipeline pour le dioxyde de carbone

Le 20 octobre 1997, Souris Valley a déposé une demande visant la construction et l'exploitation d'un pipeline qui transportera du dioxyde de carbone dans le sud-est de la Saskatchewan. Souris Valley a modifié sa demande le 31 décembre 1997.

La compagnie souhaite construire un pipeline de 61 kilomètres (38 milles) de longueur qui s'étendrait d'un point situé sur la frontière internationale à environ 25 kilomètres (16 milles) au sud-ouest d'Estevan, en Saskatchewan, jusqu'à un terminal situé à environ 3,2 kilomètres (deux milles) au nord-est de Goodwater, en Saskatchewan.

Souris Valley a signé une entente avec Pan Canadian Petroleum Limited de Calgary pour fournir 2,6 millions de mètres cubes (95 de pieds cubes) de dioxyde de carbone par jour au champ de pétrole Weyburn près de Goodwater, à compter d'août 1999. Le dioxyde de carbone servira au projet de récupération par injection de fluides miscibles Weyburn, un projet distinct en aval qui devrait prolonger de 25 ans la vie du champ de pétrole existant. Le coût du projet est estimé à 1,67 millions de dollars et la mise en service est prévue pour le mois de décembre 1999.

Le 24 novembre 1997, l'Office a entrepris de déterminer quelle doit être la portée de l'évaluation environnementale à mener aux termes de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale relativement au projet.

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 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 aurait une capacité 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.

Le 23 septembre 1997, l'Office a entrepris de déterminer quelle doit être la portée de l'évaluation environnementale à mener aux termes de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale relativement au projet.

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'elle a l'intention de déposer une demande visant la construction et 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.

Le 29 octobre 1997, l'Office a entrepris de déterminer quelle doit être la portée de l'évaluation environnementale à mener aux termes de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale relativement au projet.

3. TransCanada PipeLines Limited - Projets de gazoducs en Ontario

Le 29 septembre 1997, TransCanada a signifié un avis par lequel elle demandait que l'Office et l'Agence canadienne d'évaluation environnementale lancent un processus de détermination de la portée environnementale des projets de gazoducs qu'elle envisageait d'entreprendre en Ontario.

TransCanada a informé l'Office qu'elle déposerait une demande visant la construction 1) d'un pipeline de 24 kilomètres de long (14,8 milles), parallèle à son prolongement Dawn, à partir de la frontière canado-américaine près de Courtright, en Ontario, jusqu'à la station de comptage de vente Dawn, près de Sarnia, en Ontario et 2) celle d'un pipeline de 135 kilomètres (83,7 milles) de long reliant le rivage canadien du lac Érié, près de Port Stanley, en Ontario, au rivage américain du lac, près de North East, en Pennsylvanie. Le prolongement Dawn et la canalisation traversant le lac Érié seront raccordés par un pipeline de 85 kilomètres de long, construit par St. Clair Pipeline, laquelle est une filiale en propriété exclusive de Union Energy Ltd, qui est elle-même une filiale en propriété exclusive de Westcoast Energy Inc. Le coût des projets est estimé à 171,7 millions $.

Le 29 octobre 1997, l'Office, en tant qu'autorité responsable aux termes de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale, a lancé un processus de détermination de la portée de l'évaluation environnementale du projet.

4. Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. au nom de Maritimes & Northeast Pipeline L.P. (« M&NP ») - Latéraux d'Halifax et de St. John

Le 12 novembre 1997, M&NP a déposé une Requête préliminaire demandant à l'Office, en tant qu'autorité responsable en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale, de mettre en branle le processus de détermination de la portée de l'évaluation environnementale visant les latéraux d'Halifax, en Nouvelle-Écosse et de Saint John, au Nouveau-Brunswick. M&NP signale dans sa requête qu'elle déposera les demandes pour les latéraux vers la fin de décembre 1997.

Le latéral d'Halifax s'étendrait sur environ 120 kilomètres (74 miles), à partir de son point de raccordement à la canalisation principale de M&NP près de Stellarton, en Nouvelle-Écosse, jusqu'à Halifax. Le projet de Saint John s'étend sur environ 110 kilomètres (68 miles) du raccordement à la canalisation principale de M&NP près de Big Kedron Lake, au Nouveau-Brunswick, jusqu'à la ville de Saint John, ainsi qu'à une usine de papier existante à Lake Utopia, au Nouveau-Brunswick.

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 octobre 1997 du bulletin des Activités de réglementation, il a étudié les questions suivantes.

Questions relatives au gaz naturel

Questions réglées

1. TransCanada Gas Services (TransCanada Gas) et Southern California Edison Company (SoCal) - Révocation de la licence d'exportation de gaz naturel GL-213

Le 23 octobre 1997, l'Office a approuvé une demande déposée conjointement le 8 octobre 1997 par TransCanada Gas et SoCal dans le but d'obtenir la révocation de la licence GL-213. SoCal a entrepris de vendre toutes ses installations de production d'électricité fonctionnant au gaz et n'aura plus besoin du gaz naturel que TransCanada Gas lui fournissait en vertu de la licence GL-213.

2. AEC Oil and Gas Company (AEC) et Southern California Edison Company (SoCal) - Révocation de la licence d'exportation de gaz naturel GL-210

Le 6 novembre 1997, l'Office a approuvé une demande déposée conjointement le 16 septembre 1997 par AEC et SoCal dans le but d'obtenir la révocation de la licence GL-210. SoCal a entrepris de vendre toutes ses installations de production d'électricité fonctionnant au gaz et n'aura plus besoin du gaz naturel qu'AEC lui fournissait en vertu de la licence d'exportation GL-210.

3. Imperial Oil Resources Limited (« IORL ») et Imperial Oil Resources («IOR») - Modification de contrat - Licence d'exportation de gaz naturel GL-151

Le 2 décembre 1997, l'Office a approuvé une demande déposée conjointement le 31 octobre 1997 par IORL et IOR en vue de la modification du contrat de vente de gaz étayant les exportations en vertu de la licence GL-151, qui autorise à exporter du gaz naturel vers la Boston Gas Company. Les dispositions du contrat visées par les modifications touchent la tarification, plus précisément les frais liés au produit.

Question à l'étude

4. Engage Energy Canada, L.P. - Transfert de plusieurs 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.

L'Office attend un supplément d'information du demandeur avant d'instruire la demande.

Questions relatives à l'électricité

Questions réglées

1. MontWegan International Energia Resorce Inc. - Modification aux permis d'exportation d'électricité EPE-108 et EPE-109

Le 10 octobre 1997, l'Office a approuvé une demande de MontWegan, datée du 30 août 1997, qui sollicite la modification des permis EPE-108 et EPE-109 en vue de l'autoriser à exporter l'électricité à partir de n'importe quel endroit à l'aide de toutes les lignes internationales de transport d'électricité. Dans la demande originale, les exportations devaient se faire à partir du Nouveau-Brunswick, du Québec et de l'Ontario.

2. Aquila Canada Corporation - Demande de permis d'exportation d'électricité

Le 3 décembre 1997, l'Office a approuvé une demande, datée du 1^er août 1997, par Aquila Canada en vue de la délivrance de permis l'autorisant à exporter jusqu'à concurrence de 5 000 gigawattheures d'énergie interruptible et de la même quantité d'énergie garantie à court terme pendant une période de douze mois consécutifs. Le permis limite à cinq ans la durée de chaque contrat d'exportation.

Question à l'étude

3. Ontario Hydro - Modification du permis d'exportation EPE-21

Le 25 juillet 1997, Ontario Hydro a présenté une demande concernant la modification du permis d'exportation EPE-21; elle souhaite supprimer certaines conditions du permis afin de pouvoir réagir plus promptement quand se présentent des occasions d'affaires avec un client quelconque, qu'il soit ou non directement lié à son réseau électrique.

Le permis EPE-21 autorise Ontario Hydro à exporter jusqu'à 20 000 gigawattheures d'énergie interruptible par période de douze mois consécutifs, moins les exportations réelles faites aux termes du permis EPE-23 pour la période du 1^er juillet 1991 au 30 juin 2006.

Le 25 août 1995,et le 3 novembre 1997, l'Office a envoyé des lettres à Ontario Hydro concernant la demande.

Questions relatives aux pipelines

Questions réglées

1. Rapport 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 aux Règlements sur les pipelines terrestres dans le cas des compagnies suivantes :

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

Le 14 octobre 1997, l'Office a approuvé une demande, datée du 11 juin 1997, par CNR concernant la construction d'un gazoduc de 2,5 kilomètres (1,5 mile) pour raccorder un puits de gaz, situé sur le lot LSD 10-12-55-1 W4M en Alberta, au réseau de collecte de CNR se trouvant à LSD 6-17-55-27 W3M en Saskatchewan. Le coût du projet est estimé à215 200 $.

3. Interprovincial Pipeline Inc. - Permission d'abandonner des réservoirs de stockage de carburant diesel

Le 29 octobre 1997, l'Office a approuvé une demande, datée du 4 juillet 1997, par Interprovincial en vue de l'abandon de ses réservoirs en surface de stockage de carburant diesel; ces réservoirs sont situés à Loreburn et à Glenavon, en Saskatchewan, et à Glenboro, au Manitoba.

4. Westcoast Energy Inc. - Vente d'un gazoduc

Le 20 novembre 1997, l'Office a approuvé une demande de Westcoast, datée du 2 octobre 1997, concernant la vente, à Federated Pipe Lines (Western) Ltd., de sa canalisation principale de Fort St. John, qui mesure 6,5 kilomètres (4 miles). Avant sa désactivation, au milieu de 1996, le pipeline servait au transport de gaz brut vers l'usine McMahon. Federated a l'intention d'utiliser le pipeline comme réseau de collecte de liquides (faible pression de vapeur) en vue d'alimenter une station de pompage principale que l'on propose de construire à Taylor, en Colombie-Britannique. Federated Pipe Lines (Northern) Ltd. exploiterait le pipeline comme partie intégrante de se canalisation entre Taylor et Bellow.

5. Westcoast Energy Inc. - Vente du pipeline South Beg

Le 23 décembre 1997, l'Office a approuvé une demande, datée du 24 octobre 1997, par Westcoast en vue d'obtenir l'autorisation de vendre son pipeline South Beg à Blue Range Resource Corporation. Le pipeline mesure 3,71 kilomètres (2,3 miles). Il servait à alimenter l'usine McMahon en gaz brut et, une fois vendu, il continuera de servir au transport de gaz brut.

6. 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 14 demandes en vertu de l'article 58 d'une valeur de 216 730 180 $. Voir l'annexe III pour obtenir une description des demandes approuvées ou à l'étude.

Questions à l'étude

7. AEC West, une des entités commerciales d'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 d'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 miles) 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.

8. 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 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.

9. Chauvco Resources Ltd. - pipeline Chinchaga

Le 16 octobre 1997, Chauvco a demandé l'autorisation de : 1) changer pour du gaz naturel sec le gaz naturel humide transporté dans un pipeline existant; 2) construire un gazoduc; et 3) un pipeline pour le transport de liquides de gaz naturel. La canalisation proposée suivrait la même emprise de 17,2 kilomètres que le gazoduc existant, qui s'étend du lot c-32-H/94-H-8 en Colombie-Britannique au LSD 11-29-96-11 W6M, où se trouve l'usine de gaz Hamburg de Shell Canada, en Alberta.

Le 3 novembre 1997, l'Office a mis en branle une évaluation environnementale pour le projet. Le 28 novembre 1997, l'Office a demandé par lettre à Chauvco un complément d'information concernant les droits de propriété et l'exploitation du réseau de collecte et du gazoduc de West Hamburg.

Le 19 décembre 1997, Chauvco a présenter une demande relative à la vente et à l'achat d'une participation dans le réseau West Hamburg.

Questions relatives au transport, aux droits et aux tarifs

Questions réglées

1. Rendement du capital-actions ordinaire (RCO) autorisé pour les compagnies pipelinières du groupe 1 en 1998

Le 4 décembre 1997, l'Office a autorisé pour 1998 un rendement du capital-actions ordinaire de 10,21 % à l'intention des compagnies pipelinières du groupe 1 qui relèvent de sa compétence.

Il s'agit du troisième rajustement de taux effectué par suite de la décision d'avril 1995 de l'Office concernant coût du capital des sociétés pipelinières (RH-2-94). Un taux de rendement de 10,67 % avait été fixé pour 1997.

2. TransCanada PipeLines Limited - Services de tiers fournisseurs

Le 23 décembre 1997, l'Office a refusé une demande en date du 25 juillet de TransCanada qui sollicitait l'autorisation d'acquérir des services auprès de tiers fournisseurs.

TransCanada a demandé une autorisation générale en vue de passer des contrats à court terme afin d'améliorer les services discrétionnaires et d'accroître les recettes sur le réseau TransCanada, sans qu'il lui soit nécessaire d'obtenir au préalable l'approbation de l'Office à l'égard de chaque marché envisagé. La compagnie a aussi demandé l'autorisation de retrancher les coûts associés aux tierces parties des recettes discrétionnaires générées et de répartir les recettes nettes selon un rapport de 1/3:2/3 entre TransCanada et les expéditeurs du service garanti, respectivement.

Selon l'article 5.1 du Règlement incitatif sur le recouvrement des coûts et le partage des recettes, TransCanada est tenue d'obtenir l'approbation de l'Office ou du Groupe de travail sur les droits avant de passer un contrat pour tout service ou toute capacité de transport décrit à l'annexe 5.1 du Règlement. TransCanada a fait valoir qu'en raison de la volatilité du marché et de la brièveté des délais de soumission, elle n'a pas le temps d'obtenir l'approbation de l'Office ou du Groupe de travail sur les droits afin d'acquérir les services de tierces parties. Par conséquent, elle ne pourrait profiter des possibilités d'accroître les services discrétionnaires et les recettes s'y rapportant s'il lui fallait faire approuver chaque marché au préalable. L'accès à ces services serait censé permettre à TransCanada d'accroître les services et les recettes discrétionnaires sur son réseau sans avoir à obtenir l'autorisation préalable de l'Office dans chaque cas.

Le Règlement prévoit actuellement que TransCanada conserve 1/3 des recettes brutes découlant de services discrétionnaires tels que le transport garanti à court terme et le service interruptible. Les expéditeurs, pour leur part, conservent le 2/3 des recettes discrétionnaires, mais assument la totalité des coûts, y compris ceux ayant trait aux services de tiers. Pour améliorer l'équilibre des risques et des récompenses entre TransCanada et ses expéditeurs, il est proposé que la compagnie et les expéditeurs utilisant son service garanti partagent selon un rapport de 1/3:2/3 les coûts et les recettes associés aux arrangements avec de tierces parties. Cette approche doit permettre d'aligner pleinement les intérêts de TransCanada avec ceux des expéditeurs du service garanti.

3. 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.

Questions à l'étude

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

Le 5 décembre 1997, Foothills Pipe Lines Ltd. a sollicité, au nom des filiales susmentionnées, l'approbation des budgets de dépenses d'exploitation et d'entretien pour la période de 12 mois se terminant le 31 décembre 1997.

Le 23 décembre 1997, l'Office a avisé Foothills qu'avant de prendre une décision définitive au sujet des budgets présentés, il souhaitait examiner ses coûts réels de 1997 et l'analyse des écarts par rapport aux dépenses d'exploitation et d'entretien, données que la compagnie doit déposer auprès de l'Office le 28 février 1998. L'Office a donc délivré une ordonnance provisoire autorisant, pour l'année se terminant le 31 décembre 1998, des budgets provisoires correspondant à 50 % des budget présentés.

5. 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

Les 31 octobre et 7 novembre 1995, le GTNO a déposé une plainte et un avis de motion, respectivement, concernant les droits et le tarif applicables au pipeline Norman Wells. Dans sa plainte, le GTNO précisait les domaines où, à son avis, la méthode actuelle de calcul des droits et du tarif d'IPL(NW) était incompatible avec la façon dont sont fixés les droits et tarifs des autres pipelines réglementés par l'Office. L'avis de motion visait à obtenir de l'Office une ordonnance établissant, comme question préliminaire, que les droits d'IPL(NW) devaient être calculés suivant les mêmes principes que ceux qui s'appliquent aux compagnies du groupe 1.

L'Office a fixé les droits provisoires qu'IPL(NW) peut exiger à compter du 1^er janvier 1998 et lancé une instance par voie de mémoires afin d'examiner la question. Le 23 février 1996, l'Office a agréé la requête d'IPL(NW) visant à faire retarder l'instance pour se donner le temps de mener à bien des négociations avec la Compagnie pétrolière impériale touchant d'éventuels changements à l'entente sur le pipeline Norman Wells.

Le 16 octobre 1997, le GTNO a demandé à l'Office d'intervenir de nouveau dans le dossier pour déterminer les droits définitifs d'IPL(NW). L'Office a donc fixé le 2 janvier 1998 comme date limite pour recevoir d'IPL(NW) une demande concernant ses droits définitifs. Le 22 décembre, IPL(NW) a déposé une demande visant à faire approuver des droits définitifs fondés sur un règlement négocié avec les parties intéressées. L'Office étudie actuellement sa requête.

6. PanCanadian Petroleum Limited - Demande de transport de condensat

Questions pionnières

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

a) Le 22 décembre 1997, l'Office a approuvé, sous réserve du consentement du gouverneur en conseil, une demande présentée en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada par Inuvialuit Petroleum Corporation en vue de mettre en valeur le réservoir de gaz Ikhil et de construire un pipeline entre le champ Ikhil et la ville d'Inuvik.

b) Ocelot Energy Inc. a reçu, le 9 octobre 1997, l'« autorisation de forer un puits », conformément à l'article 83 du Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz naturel au Canada (RFPPGNC) pour le puits OEI et al Liard N-60.

c) Paramount Resources Ltd. a reçu l'autorisation de procéder aux activités suivantes :

(i) l'« autorisation de forer un puits », conformément à l'article 83 du RFPPGNC pour le puits Paramount et al Arrowhead N-65 (accordée le 23 décembre 1997);

(ii) l'« autorisation de forer un puits », conformément à l'article 83 du RFPPGNC pour le puits Paramount et al Arrowhead O-15 (accordée le 23 décembre 1997);

(iii) l'« autorisation de forer un puits », conformément à l'article 83 du RFPPGNC pour le puits Paramount et al Bovie Lake K-74 (accordée le 23 décembre 1997);

(iv) l'« autorisation de forer un puits », conformément à l'article 83 du RFPPGNC pour le puits Paramount et al Netla M-23 (accordée le 23 décembre 1997);

(v) la « modification des conditions d'un puits » pour le puits Paramount et al Bovie C- 76, conformément à l'alinéa 80(1)(b) du RFPPGNC (approuvée le 23 décembre 1997).

d) Ranger Oil Ltd. a reçu l'autorisation de procéder aux activités suivantes :

(i) l'« autorisation de forer un puits », conformément à l'article 83 du RFPPGNC pour le puits Ranger Nota Creek C-17 (accordée le 16 octobre 1997);

(ii) l'« autorisation de forer un puits », conformément à l'article 83 du RFPPGNC pour le puits Ranger Bear Rock 0-20 (accordée le 14 novembre 1997);

(iii) la modification du programme de cimentation du tubage protecteur pour le puits Ranger Fort Liard P-66A, conformément à l'article 63 du RFPPGNC (approuvée le 20 octobre 1997);

(iv) une dispense des essais de pression de formation, conformément au paragraphe 122(1) du RFPPGNC pour le puits Ranger Fort Liard P-66A (accordée le 4 novembre 1997);

(v) l'autorisation de fermer provisoirement le puits Ranger Fort Liard P-66A, conformément à l'alinéa 5(1)(b) du RFPPGNC (accordée le 3 décembre 1997).

e) Trois demandes d'autorisation d'opérations géologiques ou géophysiques ont été reçues. Une demande a été retirée, et l'Office a approuvé une nouvelle demande et une modification à une demande antérieure, conformément à l'article 5 de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada:

Appels et révisions

Appels

Appels réglés

1. Gaz Métropolitain and Company, Limited Partnership et Consumers Gas Energy Inc. - Projets gaziers de l'île de Sable

Le 25 novembre 1997, les demandeurs ont déposé auprès de la Cour d'appel fédérale une demande d'autorisation afin d'interjeter appel de la décision rendue par l'Office le 27 octobre 1997, dans laquelle l'Office refuse d'examiner simultanément et sur un pied d'égalité les demandes des promoteurs du Projet de gazoduc TransMaritimes et la demande des promoteurs du projet Maritimes & Northeast Pipeline.

À la même date, les demandeurs ont déposé un avis de requête introductive d'instance auprès de la Division de première instance de la Cour fédérale pour l'aviser de leur intention de demander à la Cour de rendre une ordonnance annulant le rapport de la Commission d'examen public conjoint, daté du 27 octobre 1997, dans la mesure où il est réputé constituer un examen des effets environnementaux susceptibles d'être entraînés par le projet de Maritime & Northeast Pipeline Management Ltd. (« M&NP »). L'avis porte plus précisément sur les points suivants : a) le refus d'étudier simultanément et sur un pied d'égalité les demandes des promoteurs du Projet de gazoduc TransMaritimes et la demande des promoteurs du projet M&NP, et b) la remise de toute décision ou recommandation relative à la demande présentée par M&NP.

Par la suite, les parties ont déposé une demande d'autorisation d'interjeter appel de la décision (GH-6-96) rendue par l'Office le 3 décembre 1997. La Cour d'appel fédérale a refusé l'autorisation d'interjeter appel. Les demandeurs ont subséquemment retiré leurs demandes ou mis fin aux instances s'y rapportant.

2. Tatham Offshore Inc. - Projets gaziers de l'île de Sable

Le 25 novembre 1997, Tatham 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 27 octobre 1997, dans laquelle l'Office refuse d'examiner simultanément et sur un pied d'égalité la demande de Tatham et la demande des promoteurs du projet Maritimes & Northeast Pipeline.

À la même date, Tatham a déposé un avis de requête introductive d'instance auprès de la Division de première instance de la Cour fédérale pour l'aviser de son intention de demander à la Cour de rendre une ordonnance annulant le rapport de la Commission d'examen public conjoint, daté du 27 octobre 1997, dans la mesure où il est réputé constituer un examen des effets environnementaux susceptibles d'être entraînés par le projet de Maritime & Northeast Pipeline Management Ltd. (« M&NP »). L'avis porte plus précisément sur les points suivants : a) le refus d'étudier simultanément et sur un pied d'égalité la demande de Tatham et la demande des promoteurs du projet M&NP, et b) la remise de toute décision ou recommandation relative à la demande présentée par M&NP.

Par la suite, Tatham a déposé une demande d'autorisation d'interjeter appel de la décision (GH-6-96) rendue par l'Office le 3 décembre 1997. La Cour d'appel fédérale a refusé l'autorisation d'interjeter appel. L'avis de requête introductive d'instance auprès de la Division de première instance de la Cour fédérale est en instance.

3. Foothills Pipe Lines Ltd - Projet d'Alliance Pipeline

Le 5 décembre 1997, Foothills a déposé deux requêtes auprès de la Cour d'appel fédérale. La première demandait l'autorisation d'interjeter appel de la décision prise par l'Office au sujet de la définition du mot « compagnie », décision rendue lors de la conférence préparatoire à l'audience qui a eu lieu en novembre 1997. La seconde visait l'obtention d'une ordonnance interdisant à l'Office de procéder à la tenue de l'audience concernant Alliance.

Appels en suspens

4. 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. La Cour a entendu l'appel le 12 novembre 1997. La Cour a différé sa décision.

5. 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. Le 14 octobre 1997, Canadian Hundter a déposé auprès de l'Office son mémoire des points de plaidoiries.

6. 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.

7. 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 ».

L'appel devait être entendu à Toronto le 24 novembre 1997. TransCanada a présenté une requête sollicitant une prolongation de la période accordée pour présenter un exposé des faits et du droit; elle a aussi demandé de reporter la date de l'audience. La Cour a reporté l'audience au 14 janvier 1998, à Ottawa. À la requête du demandeur, l'appel sera peut-être remis à une date ultérieure.

8. The Industrial Cape Breton Community Alliance Group - projet gazier de l'Île de Sable

Le 25 novembre 1997, le demandeur a déposé un avis de requête introductive d'instance auprès de la Division de première instance de la Cour fédérale pour demander que le rapport de la Commission d'examen public conjoint, daté du 27 octobre 1997, et le Rapport du Commissaire de l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers, daté du 27 octobre 1997, soient réexaminés, annulés et renvoyés à la Commission d'examen public conjoint et au Commissaire, et que ceux-ci ordonnent aux promoteurs du projet énergétique extracôtier de l'île de Sable de déposer une étude des répercussions socio-économiques, qui inclut une analyse coûts-avantages, ainsi qu'une étude des conséquences du projet sur l'environnement du Cap-Breton.

À la même date, le demandeur a déposé un avis de requête introductive d'instance semblable auprès de la Cour d'appel fédérale. Cette question est en instance.

Révision

Révision réglée

1. TransCanada Pipelines Limited - Programme de construction n^o 7 de 1997

Le 18 décembre 1997, l'Office a approuvé la proposition soumise par TransCanada visant à établir une limite ferme entre l'imputation à l'exercice et la capitalisation des coûts de revêtement de canalisation.

Le 28 avril 1997, TransCanada a demandé à l'Office d'approuver son programme de construction n^o 7 de 1997. Les projets visés par la demande étaient présentés dans trois annexes et portaient principalement sur le revêtement de canalisations. Le coût total des projets envisagés était estimé à 22,4 millions de dollars. Dans le cadre de sa demande, TransCanada a sollicité l'autorisation de capitaliser tous les coûts des projets, en raison de l'ampleur des travaux, tout en faisant remarquer qu'elle impute régulièrement ces coûts à l'exercice.

Le 27 juin 1997, l'Office a ordonné à TransCanada de capitaliser les coûts figurant à l'annexe 1 (revêtement d'un long tronçon de canalisation) et d'imputer à l'exercice les coûts mentionnés aux annexes 2 et 3 de la demande (fouilles exploratoires et revêtement de courts tronçons de canalisation).

Le 6 août 1997, TransCanada a déposé auprès de l'Office une demande visant à faire revoir et éclaircir sa décision étant donné qu'elle manquait de précision quant aux critères utilisés pour déterminer si un projet de revêtement particulier devrait être imputé à l'exercice ou être capitalisé. TransCanada a déclaré qu'il était important que l'Office spécifie clairement les critères qu'il a l'intention d'appliquer dans des cas de cette nature. TransCanada a demandé à cet effet à l'Office d'examiner une proposition ayant pour but d'établir une limite ferme entre l'imputation à l'exercice et la capitalisation des coûts de revêtement de canalisation. Selon TransCanada, les coûts de revêtement devraient être capitalisés si la seule solution de rechange au revêtement consiste en un remplacement majeur de canalisation, à savoir le remplacement d'un tronçon égal ou supérieur à 12 mètres, ou en l'ajout d'installations de protection cathodique. Lorsque la solution consiste à remplacer moins de 12 mètres de canalisation ou à procéder à des travaux d'entretien ou de réparation, les coûts de revêtement seraient imputés à l'exercice.

Modifications aux directives et aux règlements

Voici les modifications qui ont été apportées ou qui sont en cours de préparation.

1. Directives concernant les exigences de dépôt

Le 23 octobre 1997, l'Office a sollicité des commentaires du public au sujet d'une proposition faite par l'Agence canadienne des pipelines de ressources énergétiques (l'« ACPÉ ») en vue de l'amélioration du processus de participation des propriétaires fonciers.

L'Office est prêt à envisager l'incorporation de la médiation, résultant en la modification de ses Directives concernant les exigences de dépôt, tel que le suggère l'ACPÉ. Cette médiation serait incluse dans le processus de préavis public. Le préavis public exige qu'un demandeur sollicitant l'autorisation de construire un pipeline décrive le projet pour lequel la demande est faite, ainsi que ses effets environnementaux et socio-économiques éventuels sur le public et qu'il donne à celui-ci l'occasion d'émettre ses commentaires.

La proposition de l'ACPÉ mènerait à l'établissement d'une liste de médiateurs éligibles qui pourraient travailler directement en collaboration avec les propriétaires fonciers et les demandeurs, dans le but de résoudre les conflits avant le début d'une audience publique. Cette liste serait disponible auprès de l'Office.

Il est demandé aux personnes intéressées de faire part à l'Office de leur opinion relativement à l'utilité de la médiation dans le contexte des processus de l'ONÉ ainsi que d'offrir leurs commentaires concernant l'ébauche de modification.

Le 11 décembre 1997, l'Office a décidé de modifier les renseignements au sujet de l'approvisionnement en gaz qu'un demandeur est tenu de fournir, conformément à la Partie III des Directives concernant les exigences de dépôt, en vue d'obtenir un certificat aux termes de l'article 52 de la Loi sur L'ONÉ à l'égard d'un gazoduc.

Cette modification vise à assurer que les renseignements relatifs à l'approvisionnement d'un projet particulier exigés en vertu de la Partie III des Directives concernant les exigences de dépôt concordent avec la pratique actuelle de l'Office, laquelle a évolué en fonction des changements constants intervenant dans l'industrie.

2. Protocole d'instructions - Méthode de l'accès équitable au marché aux fins de l'octroi de licences d'exportation à long terme de pétrole but et d'équivalents

Le 17 décembre 1997, l'Office a publié une nouvelle méthode en vue de la délivrance des licences d'exportation à long terme de pétrole brut et d'équivalents (pétrole brut). L'Office délivrera des licences d'exportation à long terme de pétrole brut en se basant sur la méthode de l'accès équitable au marché. Toute partie désireuse d'exporter à long terme du pétrole brut du Canada doit démontrer qu'elle a accordé aux raffineurs et aux négociants canadiens potentiellement intéressés un accès équitable au pétrole en question. L'Office a aussi recommandé l'approbation, par le gouverneur en conseil, de modifications à apporter au Règlement de l'Office national de l'énergie concernant le pétrole et le gaz (Partie VI de la Loi), étant donné que certaines des conditions qu'il contient sont incompatibles avec la nouvelle approche axée sur les conditions du marché concernant la réglementation des exportations à long terme de pétrole brut.

L'élaboration de la nouvelle méthode remonte à une requête déposée en février 1996 par la ministre de Ressources naturelles Canada, par laquelle elle demandait que l'Office lui soumette un processus axé sur les conditions du marché qui pourrait servir à l'examen des demandes de licences d'exportation de pétrole brut. La ministre souhaitait que ce processus s'inspire de la méthode d'intervention en fonction des plaintes, qui est utilisée dans le cadre de la méthode axée sur les conditions du marché pour l'examen des demandes de licences d'exportation à long terme de gaz naturel, ou de la procédure d'accès équitable au marché (AÉM), qui sous-tend l'examen des demandes de permis d'exportation d'électricité.

Après avoir étudié les démarches employées dans les domaines du gaz naturel et de l'électricité, l'Office a établi que, compte tenu des caractéristiques de l'approvisionnement en pétrole brut et des marchés ainsi que des intérêts économiques des producteurs et des consommateurs de pétrole brut au Canada, la méthode de l'AÉM semblait convenir le mieux aux fins de l'examen des demandes de licences d'exportation de pétrole brut.

L'emploi de cette méthode impose les deux obligations suivantes au demandeur de licence d'exportation : 1) il doit informer les acheteurs canadiens potentiels des volumes et types de pétrole brut visés par l'exportation proposée; 2) si un acheteur canadien manifeste de l'intérêt à acheter les volumes offerts, en tout ou en partie, le demandeur doit engager avec lui des négociations de bonne foi basées sur les mêmes conditions que celles qu'il a négociées, ou qu'il est en train de négocier, avec des clients externes.

3. Règlement concernant le gaz et le pétrole (partie VI de la Loi sur l'Office national de l'énergie)

L'Office est en marche de recommandé l'approbation, par le gouverneur en conseil, de modifications à apporter au Règlement étant donné que certaines des conditions qu'il contient sont incompatibles avec la nouvelle approche axée sur les conditions du marché concernant la réglementation des exportations à long terme de pétrole brut.

4. 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 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.

5. 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.

6. 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.

7. Règlement sur les usines de traitement d'hydrocarbures

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

8. 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

Autres questions

Traitement des demandes de licences d'exportation de gaz présentées en vertu de la Partie VI

Le 5 décembre 1997, l'Office a envoyé une lettre aux parties intéressées concernant un projet visant à modifier la méthode utilisée par l'ONÉ pour le traitement des demandes de licences d'exportation de gaz. Au cours des dernières années, l'Office étudiait de telles demandes lors d'audiences semi-annuelles, après un appel de demandes. L'Office propose de ne plus procéder par lettre d'appel, mais plutôt de traiter chaque cas dès qu'il aura reçu une demande complète. L'ONÉ propose également des modifications aux avis publics.

L'Office demande aux parties qui souhaitent présenter des commentaires de déposer ceux-ci au plus tard le 16 janvier 1998.

Colombie-Britannique et l'ONÉ -&nbnsp;Base de données commune sur les ressources

Le 23 décembre 1997, le ministère de l'Emploi et de l'Investissement (« MEI ») de la Colombie-Britannique et l'Office ont paraphé une entente en vue de tenir une base de données commune sur les ressources. Cette entente représente un pas important vers une meilleure collaboration entre les deux organismes.

Outre la tenue d'une base de données commune sur les réserves de pétrole brut et de gaz naturel, les deux organismes ont convenu d'adopter des méthodes plus efficientes pour l'estimation des réserves et de faire de cette initiative un tremplin pour d'autres mesures de collaboration. Cinq grands critères délimitent la portée de l'entente :

i) l'initiative sera limitée aux estimations des réserves, à l'étude des paramètres des réservoirs connexes et à l'analyse géologique des gisements de pétrole brut et de gaz naturel;

ii) il s'agira d'encourager la consultation et la participation de l'industrie;br

iii) les deux parties examineront les moyens d'harmoniser leurs logiciels et de réaliser des gains d'efficacité;

iv) les organismes répartiront entre eux les études spéciales sur les gisements et les réserves afin d'éviter de faire double emploi;

v) des études sur les réserves de gisements particuliers ou des études visant l'ensemble de la province seront réalisées conjointement, selon les besoins et compte tenu des ressources disponibles.

Les organismes ont également convenu de former un groupe conjoint de direction technique (« GCDT »). Dans un premier temps, le GCDT aura pour mandat de proposer des solutions en cas de divergences entre les estimations des réserves, de recommander et de piloter un programme d'études spéciales, ainsi que d'étudier l'effet de différentes définitions des réserves et d'en évaluer les possibilités d'application dans la base de données sur les réserves. Le MEI conservera et tiendra à jour la base de données et les cartes géologiques.

Questions administratives

Retraite

Le 30 décembre 1997, M. Roland Priddle, le président de l'ONÉ, a pris sa retraite. M. Priddle occupait ce poste depuis janvier 1986.

Le vice-président, M. Kenneth Vollman est entré en fonctions à titre de président intérimaire le 31 décembre 1997, et continuera d'assumer ces responsabilités jusqu'à l'annonce d'une nomination permanente. M. Vollman s'est joint à l'équipe de l'Office en 1973 comme ingénieur spécialiste de l'approvisionnement en gaz et en pétrole. Il a ensuite occupé des postes consultatifs comportant un niveau de responsabilités de plus en plus élevé, dont les fonctions de directeur général, Réglementation de l'énergie en 1982 et de directeur général, Réglementation des pipelines en 1985.

M. Vollman est devenu membre temporaire de l'Office en 1988, membre permanent en 1993 et vice-président en 1995. Son mandat prendra fin le 2 juin 2000.

Nominations

Le 31 octobre 1997, le ministre de Ressources naturelles Canada a annoncé la nomination de M. Cecil Mervin Ozirny à titre de membre temporaire de l'Office.

Au moment de sa nomination, M. Ozirny était président-directeur général de Simply Natural Spring Water Corp. de Winnipeg et un associé principal du cabinet d'avocats Ozirny, Bell, Kreclewich & Martens établi à Melville, en Saskatchewan. M. Ozirny détient de l'université de la Saskatchewan des baccalauréats en commerce et en droit. De plus, au Wascana Institute of Applied Science and Technology de Régina, en Saskatchewan, il a réussi avec grand distinction le module sur la logistique du commerce international, dans le cadre du forum sur le commerce international et la formation.

M. Ozirny est membre de plusieurs associations professionnelles, dont le barreau de la Saskatchewan et celui du Manitoba. Durant sa carrière, il a été mandataire du procureur général de la Saskatchewan, mandataire du ministre fédéral de la Justice, juge intérimaire de la cour des magistrats de la Saskatchewan et membre du tribunal de la Fondation des droits de la personne. M. Ozirny est le président international du North Central American Trade Corridor, un organisme pour la promotion du commerce entre le Canada, les États-Unis et le Mexique; enfin, il est membre de la Chambre de commerce de Melville et de la région environnante.

Documents publiés entre le 1^er octobre et le 31 décembre 1997

Motifs de décision

Rapports

Autre

Instructions relatives au dépôt de documents

Toute la correspondance destinée à l'Office doit être adressée au secrétaire de l'Office national de l'énergie, au 444, Septième Avenue S.-O., Calgary (Alberta), T2P 0X8 ; téléphone : 403-292-4800; télécopieur : 403-292-5503.

On trouve à l'annexe I le nombre de copies à fournir selon la nature de la demande.

Numéros de téléphone

On trouve à l'annexe II une liste à jour des membres de l'Office et du personnel clé, ainsi que leurs numéros de téléphone.

Site Internet

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

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 :

Information et copies

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

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 en place ou la construction de pipelines dont la longueur n'excède pas 40 kilomètres. Il peut examiner ces questions sans recourir à des audiences publiques.

Gazoducs

Oléoducs

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.

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