environnement
| Numéro 68 | Le 1er avril 1999 |
couvrant la période du 1er janvier au 31 mars 1999
AVIS
L'Office offre sur l'Internet seulement des mises à jour mensuelles du numéro le plus récent des Activités de réglementation. 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. Maritimes and Northeast Pipeline Management Ltd. (M&NP) - Canalisation latérale de Point Tupper - GH-4-98
Motifs de décision datés de janvier 1999; diffusés le 18 janvier 1999.
L'Office a approuvé une demande de M&NP visant la construction et l'exploitation d'une canalisation latérale s'étendant jusqu'à Point Tupper, en Nouvelle-Écosse. Le latéral doit transporter du gaz naturel à partir de la canalisation principale de la compagnie, c'est-à-dire d'un point près de Goldboro, en Nouvelle-Écosse, jusqu'à Point Tupper.
Le projet comprendra quelque 59 kilomètres (37 milles) de canalisations et les installations s'y rapportant. Environ 55 kilomètres (34 milles) de canalisations serviront à acheminer le gaz de l'usine de traitement de Sable Offshore Energy Inc. (SOEI) près de Goldboro jusqu'à une usine de fractionnement de SOEI, située à Point Tupper, et quatre kilomètres (2,5 milles) de canalisations transporteront le gaz vers deux autres points de livraison dans la région de Point Tupper. On estime à 21 millions de dollars le coût en capital du projet. La compagnie a fixé le 1er novembre 1999 comme date de mise en service des installations.
L'Office a étudié la demande dans le cadre d'une audience publique tenue à Antigonish, en Nouvelle-Écosse du 23 novembre jusqu'au 1er décembre 1998.
2. Maritimes and Northeast Pipeline Management Ltd. (M&NP) - Tracé détaillé - Projets de pipeline dans les maritimes - MH-3-98
Lettres de décision datées et diffusées le 26 janvier 1999.
L'Office a jugé que le tracé de rechange proposé par William MacDonald du comté de Pictou, en Nouvelle-Écosse, constitue le meilleur tracé détaillé possible pour le gazoduc de M&NP, et a donc rejeté le tracé que préconisait la compagnie. Dans un autre cas, soit celui de Franklin Irving du comté de Charlotte, au Nouveau-Brunswick, l'Office a établi que le tracé que proposait M&NP représentait le meilleur tracé détaillé possible.
Dans le cas de M. MacDonald, l'Office a jugé que le tracé que proposait M&NP nécessiterait des mesures d'atténuation beaucoup plus poussées que ne le ferait le tracé de rechange que suggérait M. MacDonald. L'Office a également estimé que le tracé proposé aurait une incidence considérable sur le camp de sensibilisation à la nature Red Tail (Red Tail Nature Awareness Camp) dont M. MacDonald est propriétaire, incidence à laquelle il ne serait pas possible de remédier intégralement grâce à des mesures d'atténuation. Par conséquent, il a rejeté le tracé mis de l'avant par M&NP.
Dans le cas de M. Irving, l'Office a jugé que l'opposant n'avait pas fait la preuve que le tracé de rechange qu'il proposait serait supérieur au tracé suggéré par M&NP. L'Office a conclu que le tracé de M&NP représentait un bon équilibre de tous les facteurs pertinents, et a jugé, par conséquent, que le tracé proposé par la compagnie représentait le meilleur tracé détaillé possible.
Ces décisions font suite à des vidéo-audiences qui ont eu lieu les 8 et 11 janvier 1999 pour trancher deux cas à l'égard desquels l'Office avait différé la prise d'une décision à l'issue d'audiences sur le tracé détaillé tenues en juillet et en août 1998.
3. BC Gas Utility (BC Gas) - Service sur le réseau de Westcoast Energy Inc.(WEI) - RH-2-98
Motifs de décision datés de mars 1999; diffusés le 26 mars 1999.
L'Office a approuvé une demande présentée par BC Gas qui sollicitait l'établissement d'un point de réception à Kingsvale, en Colombie-Britannique, sur le gazoduc de WEI.
BC Gas a présenté sa demande à l'Office après avoir essuyé un refus de la part de WEI le 3 juin 1998. La demande portait sur l'accès au gazoduc et sur les questions relatives aux droits.
Dans sa décision, l'Office a exigé de WEI qu'elle établisse un nouveau point de réception à Kingsvale et qu'elle reçoive, transporte et livre dans le secteur de livraison Huntingdon toute quantité de gaz arrivant à Kingsvale. L'Office a également déclaré que le droit approprié pour un service garanti entre Kingsvale et Huntingdon correspondait au droit applicable au service de transport entre la station 2 et Huntingdon, dans la zone 4.
L'Office a étudié cette question dans le cadre d'une audience publique tenue à Vancouver, en Colombie-Britannique du 22 au 26 février 1999.
4. Vector Pipeline Limited Partnership (Vector) - Gazoduc - GH-5-98
Motifs de décision datés de mars 1999; diffusés le 31 mars 1999.
L'Office a approuvé une demande déposée par Vector en vue de la construction et de l'exploitation d'un gazoduc dans le sud-ouest de l'Ontario.
Le projet de gazoduc Vector fera partie d'un nouveau pipeline international qui assurera des services de transport du gaz naturel entre l'important carrefour commercial situé à Joliet, près de Chicago (État de l'Illinois), et le carrefour existant de Dawn, en Ontario. Le projet comprendrait au total quelque 552 kilomètres (343 milles) de canalisation.
Au Canada, Vector projette de construire et d'exploiter environ 24 kilomètres (15 milles) de conduite à partir d'un point le long de la frontière internationale, dans la rivière St. Clair, près de Sarnia, en Ontario, jusqu'à un point près de Dawn. Au départ, le gazoduc serait en mesure de livrer 28,3 millions de mètres cubes (1 milliard de pieds cubes) de gaz par jour. Le coût de la partie canadienne du projet est évalué à 35,4 millions de dollars. Vector prévoit mettre le gazoduc en service en octobre 2000.
L'Office a étudié la demande dans le cadre d'une audience publique tenue à London, en Ontario les 18, 19 et 20 janvier 1999.
Audience en marche
1. Enron Capital & Trade Resources Corp. (ECTR) - Exportation de gaz naturel - GHW-1-99
L'Office tient présentement une audience publique par voie de mémoires concernant une demande de ECTR visant l'approbation d'exporter du gaz naturel, pour une période de 10 ans commençant le 1er novembre 1999, pour alimenter son marché aux États-Unis.
Le gaz naturel serait exporté à partir de St. Clair (Ontario). Les volumes proposés à l'exportation s'établissent comme suit : quantité journalière - 566 600 mètres cubes (20.0 millions de pieds cubes); quantité annuelle - 206,8 millions de mètres cubes (7,3 milliards de pieds cubes); quantité globale - 2 068,0 millions de pieds cubes (73,0 milliards de mètres cubes). Le gaz naturel serait acheté des approvisionnements de PanCanadian Petroleum Limited en Alberta.
Audiences prévues
1. Alliance Pipeline Limited (Alliance) - Tracé détaillé - MH-1-99 et MH-2-99
L'Office tiendra des audiences publiques en réponse à des déclarations écrites d'opposition déposées à l'égard de certaines parties du tracé détaillé proposé du projet de pipeline d'Alliance au Canada.
L'Office procédera à étudier les avis d'opposition au tracé à compter du 12 avril 1999 à Régina, (Saskatchewan). Ensuite les audiences continueront à Edmonton, Maythorpe et Grande Prairie (Alberta) le 26 avril, 17 mai et 31 mai, respectivement, et à Fort St. John le 14 juin.
Le 3 décembre 1998, l'Office a délivré un certificat qui autorisait la construction et l'exploitation de la partie canadienne du projet de pipeline d'Alliance. Cette approbation a été accordée à l'issue d'une audience publique qui s'est étalée sur 77 jours. L'Office avait aussi approuvé à ce moment-là le tracé général du pipeline.
Alliance Pipeline Ltd. a par la suite demandé à l'Office d'approuver les plans illustrant le tracé détaillé proposé du pipeline. La compagnie a également signifié des avis aux propriétaires des terrains qu'elle proposait d'acquérir et a fait paraître des avis dans les journaux locaux des régions avoisinant le tracé détaillé proposé. Les propriétaires de terrains et les personnes intéressées disposaient de 30 jours pour déposer une déclaration d'opposition auprès de l'Office.
Les audiences à venir porteront exclusivement sur les questions suivantes : (i) le meilleur tracé détaillé possible; (ii) les méthodes et moments les plus appropriés à la construction du pipeline. L'Office ne réexaminera pas des questions qui ont déjà été traitées durant l'audience portant sur la demande de certificat, telles que la nécessité du projet. La question de l'indemnité à payer pour l'utilisation des terres déborde également la portée des audiences. Pour le règlement de questions d'indemnisation, les propriétaires fonciers peuvent demander au ministre de Ressources naturelles Canada, en vertu de la Loi sur l'Office national de l'énergie, d'entamer une procédure de négociation ou d'arbitrage.
Alliance prévoit construire et exploiter un réseau pipelinier pour le transport du gaz naturel sous haute pression qui reliera le Nord-Est de la Colombie-Britannique et le Nord-Ouest de l'Alberta au Midwest des États-Unis en passant par la Saskatchewan. La partie canadienne du réseau comprendra environ 2 300 kilomètres (1 430 milles) de canalisations de jusqu'à 1 067 mm (42 po) de diamètre et d'autres installations, dont sept stations de compression sur la canalisation principale. Le gazoduc, qui est censé entrer en service pendant la deuxième moitié de l'an 2000, permettra de livrer 37,5 millions de mètres cubes (1,325 milliard de pieds cubes) de gaz naturel par jour. Le coût en capital estimatif des installations prévues au Canada dépasse 2 milliards $.
2. Pétrolières Impériale Ressources Limitée (Impériale) et Boston Gas Company (Boston Gas) - Exportation de gaz naturel de l'Île de Sable - GHW-1-99
L'Office tiendra une audience publique à partir du 4 mai 1999 à Halifax, en Nouvelle-Écosse pour examiner une demande de licence d'exportation de gaz naturel présentée conjointement par Impériale et Boston Gas aux fins de l'approvisionnement des marchés de Boston Gas dans l'État du Massachusetts. Les codemandeurs prévoient effectuer les exportations pendant la période du 1er novembre 1999 au 31 mars 2007.
Le gaz naturel serait exporté à partir de St. Stephen, au Nouveau-Brunswick. Les volumes proposés à l'exportation s'établissent comme suit : quantité journalière - 1,2 million de mètres cubes (42.4 millions de pieds cubes); quantité annuelle - 440,0 millions de mètres cubes (15,5 milliards de pieds cubes); quantité globale - 3,3 milliards de mètres cubes (115,0 milliards de pieds cubes). Le gaz naturel qui parviendra des champs de gaz naturel du Projet énergétique extracôtier de l'Île de Sable.
3. Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. (M&NP) - Branchement latéral jusqu'à Halifax - GH-2-99
L'Office tiendra une audience publique à partir du 10 mai 1999 à Halifax, en Nouvelle-Écosse pour examiner une demande de M&NP en vue de construire et d'exploiter une canalisation latérale destinée à transporter le gaz naturel d'un point près de Stellarton, en Nouvelle-Écosse, jusqu'à la centrale électrique de Tufts Cove à Dartmouth, en Nouvelle Écosse.
Le projet de canalisation latérale de Halifax consistera à mettre en place environ 121 kilomètres (75 milles) de canalisation et les installations connexes. On évalue à 74 millions de dollars le coût du projet et la date prévue de mise en service est le 1er novembre 2000.
Report d'audiences
1. M. Robert A. Milne, 3336101 Ontario Limited, président du conseil d'administration, représentant Milne Crushing & Screening - MH-1-97
Pour plus d'information concernant cette demande, point 1 sous la rubrique Report d'audiences dans le Numéro 62 du document Activités de réglementation en date du 1er octobre 1997.
2. TransCanada PipeLines Limited - Droits de renouvellement de contrat et les exigences de la politique d'agrandissement
Pour plus d'information concernant cette demande, voir le point 2 sous la rubrique Report d'audiences dans le Numéro 62 du document Activités de réglementation en date du 1er octobre 1997.
3. Crowsnest Pipeline Project - Construction d'un gazoduc
Pour plus d'information concernant cette demande, voir le point 1 sous la rubrique Demandes d'audiences, Demande d'audience reportée dans le Numéro 63 du document Activités de réglementation en date du 1er janvier 1998.
Demandes d'audience
Demandes d'audience déposées
1. Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. (M&NP) - Branchement latéral jusqu'à Saint John
Le 5 juin 1998, M&NP a déposé une demande visant l'autorisation de construire un branchement latéral de gazoduc jusqu'à Saint John, au Nouveau-Brunswick.
M&NP propose de construire environ 102 kilomètres (63 milles) de conduite ainsi que les installations connexes, à partir d'un raccord avec sa canalisation principale près de Big Kedron Lake, au Nouveau-Brunswick, jusqu'à la ville de Saint John. M&NP propose aussi de construire une conduite d'environ 8 kilomètres (5 milles) de long ainsi que les installations connexes, à partir d'un point sur le latéral jusqu'à la région de Lake Utopia. La demande de services de transport sur le latéral s'élève actuellement à environ 3,7 millions de mètres cubes (130,6 millions de pieds cubes) de gaz naturel par jour. Le coût en capital du projet est évalué à 91 millions $ et la date prévue de mise en service est le 1er novembre 1999.
Le 21 août 1998, l'Office a mise en marche la procédure pour établir la portée de l'évaluation environnementale qu'il devait mener, en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (LCÉE), à l'égard du branchement latéral que M&NP projette de construire jusqu'à Saint John. Le processus de détermination de la portée, qui sert à fixer les paramètres de l'évaluation environnementale que mènera M&NP, vise à cerner la portée du projet, les éléments à examiner et la portée de ces éléments. L'Office a rendu sa décision concernant la portée de l'évaluation environnementale le 2 octobre 1998.
Le 2 octobre 1998, l'Office a délégué à M&NP la préparation du rapport d'étude approfondie, conformément aux termes de l'article 17 de la LCÉE, pour le branchement latéral de Saint John.
2. St. Clair Pipelines (1996) Ltd. (St. Clair) - TransCanada PipeLines Limited (TCPL) - Projets pipeliniers en Ontario
Les 9 et 16 décembre 1998, TCPL et St. Clair, respectivement, ont déposés des demandes en vue de la construction de gazoducs destinés à transporter du gaz naturel vers les marchés des États du Nord-Est et du centre de la côte de l'Atlantique aux États-Unis.
St. Clair sollicite l'autorisation de construire un nouveau pipeline de 74 kilomètres (46 milles) de long et les installations connexes, qui s'étendrait d'un point près de Sarnia, en Ontario, jusqu'aux rives du lac Érié, aboutissant près de Patrick Point, en Ontario, approximativement 25 kilomètres (15,5 milles) au sud-ouest de Port Stanley (il s'agit du gazoduc Millennium West). À cet endroit, le gazoduc s'interconnecterait avec le franchissement du lac Érié, qui est l'objet de la demande de TransCanada.
Le franchissement du lac Érié que propose TransCanada est un nouveau gazoduc de 97,4 kilomètres (60,5 milles) de long qui s'étendrait des rives du lac jusqu'à la frontière canado-américaine, qui se trouve presqu'au milieu du lac Érié. De là, le gazoduc s'interconnecterait, sous les eaux du lac Érié, avec le projet de gazoduc Millennium, créant ainsi le nouveau point d'exportation du lac Érié. La longueur totale du franchissement (d'une rive à l'autre) serait d'environ 145 kilomètres (90 milles).
Les gazoducs projetés auraient une capacité initiale de 19,8 billions de pieds cubes (700 millions de pieds cubes) par jour. On estime que le gazoduc Millennium West coûterait 166 millions de dollars, tandis que le coût total du projet de franchissement du lac Érié serait de l'ordre de 162 millions de dollars. Les deux compagnies ont fixé le 1er novembre 2000 comme date de mise en service.
En ce qui concerne l'évaluation environnementale qui doit être effectuée aux termes de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale à l'égard des gazoducs projetés, Millennium West et le franchissement du lac Érié, appelés collectivement le projet Millennium canadien, l'ONÉ a adressé le projet à la ministre de l'Environnement aux fins de son examen par une commission.
3. ProGas Limited (ProGas) - Exportation de gaz naturel
Le 18 février 1999, ProGas a une demande visant à exporter du gaz naturel à une société affiliée, ProGas U.S.A., Inc., pour desservir les marchés du Midwest des États-Unis, au cours d'une période de 15 ans débutant le 1er octobre 2000.
Le gaz naturel à exporter proviendrait de l'approvisionnement global dont ProGas dispose aux termes de contrats en Alberta, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan et serait acheminé à ProGas U.S.A. grâce au réseau d'Alliance. ProGas projette d'exporter les quantités suivantes : quantité journalière - 1,8 million de mètres cubes (65,0 millions de pieds cubes); quantité annuelle - 672,5 millions de mètres cubes (23,7 milliards de pieds cubes); quantité globale - 10,1 milliards de mètres cubes (356,1 milliards de pieds cubes).
4. ProGas Limited (ProGas) - Exportation de gaz naturel
L'Office a reçu de ProGas deux demandes de licences à long terme d'exportation de gaz naturel. La première demande, déposée conjointement par ProGas et la Ville de Duluth, au Minnesota, consiste à exporter du gaz naturel en vue d'approvisionner la Ville de Duluth pendant une période de dix ans, débutant le 1er novembre 1999. La deuxième demande vise à modifier deux licences d'exportation de gaz naturel en vigueur, qui sous-tendent les exportations à la Ville de Perham, au Minnesota, et aux marchés de ProGas dans le Nord-est des États-Unis.
Pour ce qui concerne les exportations projetées à la Ville de Duluth (via Emerson, au Manitoba), ProGas souhaite exporter les quantités suivantes : quantité journalière - 171 400 mètres cubes (6,1 millions de pieds cubes); quantité annuelle - 62,6 millions de mètres cubes (2,2 milliards de pieds cubes); et quantité globale - 626 millions de mètres cubes (22,1 milliards de pieds cubes).
Pour ce qui est des exportations projetées à la Ville de Perham (via Emerson, au Manitoba), ProGas a demandé la modification d'une licence d'exportation en vigueur afin de relever les quantités autorisées pour la période allant du 1er novembre 1999 au 31 octobre 2012. Voici les changements demandés :
| Quantité autorisée | Augmentation demandée | |
| Journalière : | 67 000 mètres cubes (2,4 millions de pieds cubes) |
74 190 mètres cubes (2,6 millions de pieds cubes) |
| Annuelle : | 24,4 millions de mètres cubes (861,3 millions de pieds cubes) |
27,0 millions de mètres cubes (953,1 millions de pieds cubes) |
| Globale : | 378,3 millions de mètres cubes (13,4 milliards de pieds cubes) |
412,4 millions de mètres cubes (14,6 milliards de pieds cubes) |
ProGas a aussi demandé à l'Office d'approuver la modification des dispositions tarifaires prévues dans l'accord de vente de gaz avec la Ville de Perham.
En ce qui touche les exportations projetées (via Iroquois, en Ontario) pour approvisionner les marchés de ProGas dans le Nord-est des États-Unis, ProGas a demandé la modification d'une licence d'exportation en vigueur afin de relever les quantités autorisées pour la période allant du 1er novembre 1999 au 31 octobre 2006. Voici les changements demandés :
| Quantité autorisée | Augmentation demandée | |
| Journalière : | 458 000 mètres cubes (16,2 millions de pieds cubes) |
825 200 mètres cubes (29,1 millions de pieds cubes) |
| Annuelle : | 167,2 millions de mètres cubes (5,9 milliards de pieds cubes) |
301,3 millions de mètres cubes (10,6 milliards de pieds cubes) |
| Globale : | 1 672,0 millions de mètres cubes (59 milliards de pieds cubes) |
2 610,9 millions de mètres cubes (92,2 milliards de pieds cubes) |
Tout le gaz naturel destiné à l'exportation proviendrait de producteurs en Alberta, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan avec lesquels ProGas a signé des contrats.
5. TriState Canada Limited Partnership (TriState) - Construction de gazoduc
Le 23 décembre 1998, St. Clair Pipelines (1996) Ltd., au nom de TriState, a présenté une demande en vue de la construction et de l'exploitation d'un gazoduc qui s'étendrait d'un point sur la frontière canado-américaine située dans la rivière Saint-Clair, près de Sarnia (Ontario), jusqu'à son point de raccordement avec des installations existantes de Union Gas Limited (Union Gas), qui se trouvent à Bickford (Ontario).
Les installations que TriState propose de construire comprennent environ 8,3 kilomètres (cinq milles) de canalisation et les installations connexes. TriState a passé un contrat de services de transport avec Union Gas pour l'acheminement du gaz de Bickford à Dawn (Ontario). On évalue à 14 millions de dollars le coût des installations proposées et la date prévue de mise en service est novembre 2000.
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 1er janvier 1999 du bulletin des Activités de réglementation, il a étudié les questions suivantes.
Questions relatives à l'électricité
Questions réglées
1. Cominco Ltd. - Permis d'exportation d'électricité
Le 22 janvier 1999, l'Office a approuvé une demande datée du 1er octobre 1998 de Cominco visant quatre permis, pour la période à partir du 1er janvier 1999 jusqu'au 31 décembre 2003, d'exportation d'électricité pour les opérations suivantes :
a) transport de transit pour le transport à travers les États-Unis d'au plus 50 gigawattheures au cours d'une période de douze mois consécutifs;
b) suivant un service interruptible et garanti, transfert de vente, d'équivalents, de stockage et d'ajustement d'un maximum de 1 000 gigawattheures au cours d'une période de douze mois consécutifs;
c) divers transferts d'équivalents, suivant un service garanti, de jusqu'à 250 gigawattheures au cours d'une période de douze mois consécutifs;
d) débits d'électricité non programmés avec renvoi simultané au Canada d'un maximum de 1 000 gigawattheures au cours d'une période de douze mois consécutifs;
2. Duke Energy Marketing Canada Ltd (Duke Energy) - Permis d'exportation d'électricité
Le 26 janvier 1999, l'Office a approuvé une demande datée du 5 novembre 1998 de Duke Energy visant des permis pour à exporter annuellement jusqu'à concurrence de 1 000 mégawatts de puissance et 2 000 gigawattheures d'énergie, garantie ou interruptible, aux États-Unis au cours d'une période de dix ans.
3. HQ Energy Marketing Inc. (HQ Energy) - Permis d'exportation d'électricité
Le 25 mars 1999, l'Office a approuvé une demande datée du 23 juin 1998 de HQ Energy visant des permis pour exporter jusqu'à concurrence de 6 000 mégawatts d'énergie par année, sur une base garantie et interruptible, et un maximum de 30 térawattheures d'énergie garantie et de 30 térawattheures d'énergie interruptible par année, pendant une période de 10 ans commençant le 1er novembre 1998.
4. Ontario Hydro - Cession de certificats et de permis
Le 4 mars 1999, l'Office a approuvé une demande datée du 29 décembre 1998 d'Ontario Hydro visant le transfert de ses certificats et permis à l'Organisme indépendant de gestion du marché, la Société de production d'électricité de l'Ontario et la Société des services d'électricité de l'Ontario. Cette demande résulte de l'adoption par le gouvernement de l'Ontario de la Loi de 1998 sur la concurrence dans le secteur de l'énergie qui a entraîner la restructuration d'Ontario Hydro.
Question à l'étude
5. Canadian Niagara Power Company, Limited (CNPCL) - Ligne de transport d'électricité
Le 8 septembre 1998, CNPCL a demandé l'autorisation de remettre en état et d'exploiter une ligne internationale de transport d'électricité. La ligne comprendrait un circuit de 115 000 volts exploité à 60 hertz et un autre circuit d'une tension nominale de 40 600 volts, qui serait exploité à 25 hertz. La ligne s'étendrait sur environ quatre kilomètres, depuis la station 18 de CNPCL, à Fort Érié, en Ontario, jusqu'à un point sur la frontière internationale sur la rivière Niagara.
Questions relatives au gaz naturel
Questions réglées
1. Demandes de licence d'exportation de gaz - liste de notification
En janvier 1999, l'Office a publié un avis dans les journaux partout au Canada pour aviser quiconque était intéressé à se faire inscrire sur une liste de notification du dépôt de demandes d'exportation de gaz de se mettre en rapport avec l'ONÉ.
Depuis février 1998, l'Office examine individuellement toutes les demandes complètes de licence d'exportation de gaz, à mesure qu'elles sont déposées. L'Office n'exige plus que les demandeurs publient officiellement un avis de leur demande. En effet, les parties qui ont demandé que l'Office les inscrive sur la liste de notification relative aux demandes aux termes de la partie VI sont informées de toutes les demandes de licence d'exportation de gaz au moment où l'Office les reçoit. Les parties qui souhaitent être ajoutées à la liste de notification devraient s'inscrire auprès du secrétaire de l'Office à l'adresse indiquée ci-dessous. De plus, les parties qui veulent obtenir confirmation de leur inscription sur la liste peuvent communiquer avec M. Denis Tremblay, agent des communications, par téléphone au 403-299-2717ou par télécopieur au 403-299-5503.
Sur réception d'une demande de licence d'exportation de gaz, l'Office publie un avis de la demande dans son site Internet (www.neb-one.gc.ca). L'avis est également disponible à la bibliothèque de l'Office.
2. Fulton Cogeneration Associates (Fulton) - Révocation de la licence d'exportation de gaz naturel GL-154
Le 22 janvier 1998, l'Office a approuvé une demande de Fulton visant à faire révoquer la licence d'exportation de gaz naturel GL-154. Cette licence autorisait Fulton à exporter du gaz naturel à une installation de cogénération qui était censée être construite à Fulton, comté d'Oswego, New York.
Question à l'étude
3. Engage Energy Canada, L.P. (Engage) - Transfert de plusieurs licences d'exportation de 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.
Le 4 mars 1998, Engage a demandé une prolongation de délai pour compléter certains consentements de cession par des tiers à l'appui de la demande. Le 11 mars 1998, l'Office a confirmé qu'il laissait la demande d'Engage en suspens.
Questions relatives aux pipelines
Questions réglées
1. Rapport de vérification en matière de sécurité
L'Office a adopté les rapports de vérification en matière de gestion de la sécurité visant à examiner la conformité au Règlement sur les pipelines terrestres et au Règlement de l'Office national de l'énergie sur le croisement de pipe-lines des sociétés suivantes :
| Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. | 1er février 1999 |
| SCL Québec Pipeline Inc. | 4 février |
2. Penn West Petroleum Ltd. (Penn West) - Construction d'un pipeline
Le 14 janvier 1999, l'Office a approuvé une demande datée du 9 juillet 1998 de Penn West visant la construction d'un pipeline de 33 kilomètres (20,5 milles) pour le transport du gaz naturel entre le pipeline de vente Wildboy de Penn West situé à b-33-A/94-P-10 en Colombie-Britannique et l'installation de comptage de Nova Gas Transmission Ltd. qui doit être mise en place dans la section 7-34-120-12 W6M, en Alberta. Le coût estimatif du pipeline est de 7,8 millions $.
3. 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. Voir l'Annexe III pour obtenir une description des demandes approuvées ou à l'étude.
Questions à l'étude
4. Amber Energy Inc. (Amber) - Construction d'un pipeline - Projet de pipeline Ekwan
Le 24 août 1998, Amber a demandé à l'Office d'approuver la construction d'un pipeline de 36 kilomètres (22 milles) pour le transport de gaz naturel non acide entre l'usine à gaz Ekwan d'Amber, qui doivent être construite à c-10-E/95-I-9, et une station de mesurage située sur le réseau de Nova Gas Transmission, à la section 27-110-12 W6M. Le coût du pipeline est estimé à 8,94 millions $.
Le 23 octobre 1998, l'Office a adressé une lettre à Amber pour lui demander un supplément d'information. Le 29 octobre 1998, l'Office a invité Amber à soit réviser sa demande pour y inclure certaines installations d'amont, soit présenter des commentaires sur le caractère complet de sa demande.
Le 1er décembre 1998, Alberta Energy Ltd. a acheté toutes les actions émises et actions en circulation d'Amber. AEC Suffield Gas Pipeline Inc. (AEC Suffield), à titre de filiale à part entière d'Alberta Energy Ltd., sera détentrice des installations pipelinières qui font partie du projet de pipeline Ekwan.
Les 2 et 24 février 1999, AEC Suffield a répondu aux demandes de renseignements de l'Office en date des 23 et 29 octobre 1998. Dans sa réponse du 28 octobre, la compagnie a indiqué qu'elle choisissait de ne pas modifier sa demande pour y inclure les installations d'amont, faisant valoir que la demande devant l'Office, assortie des réponses aux demandes de renseignements de l'Office, était bien complète.
5. Western & Pacific Pipelines Ltd. (W&P), à titre de mandataire de Pipestone Pipelines Ltd. (Pipestone) - Construction d'un pipeline
Le 17 mars 1999, W&P a sollicité l'autorisation de construire une conduite de 100 mètres pour le transport de pétrole brut entre l'oléoduc de Wapella Pipelines Ltd., en Saskatchewan, et l'oléoduc de Wapella Pipelines Manitoba Inc., situé au Manitoba.
Le 31 mars 1999, l'Office a établi qu'il fallait déterminer de quelle compétence relevaient les installations en question. L'Office a noté que le pipeline Pipestone se raccordera aux installations de Wapella Pipelines Ltd. et de Wapella Pipelines Manitoba Inc., lesquelles ont été construites en vertu d'autorisations provinciales. Par conséquent, l'Office a émis un avis de question constitutionnelle pour solliciter des commentaires sur la question suivante :
Le projet de pipeline Pipestone fait-il partie d'un ouvrage ou d'une entreprise extraprovincial plus vaste, notamment les installations construites par Wapella Pipelines Ltd. en Saskatchewan et par Wapella Pipelines Manitoba Inc. au Manitoba, qui relève de la compétence du Parlement en vertu de l'alinéa 92(10)a) de la Loi constitutionnelle de 1867?
L'Office a invité W&P à traiter de cette question en lui présentant ses commentaires par écrit.
Questions relatives au transport, aux droits et aux tarifs
Questions réglées
1. Politique de vérification au titre de la réglementation financière
Le 23 février 1999, l'Office a diffusé une version révisée de sa Politique de vérification au titre de la réglementation financière, qui remplace la politique publiée le 1er décembre 1994.
2. Enbridge Pipelines Inc. (Enbridge) - Renverser le sens de l'écoulement de la canalisation 9 - Dépôt du tarif
Le 31 mars 1999, l'Office a approuvé le tarif qu'Enbridge a déposé sous le no 214, Règles et règlements régissant le transport de pétrole brut sur la canalisation 9B de Montréal (Québec) à Bronte Junction et Westover (Ontario), lequel entre en vigueur le 1er avril 1999, et le tarif no 215, Droits applicables au transport de pétrole brut sur la canalisation 9B, qui entre en vigueur le 1er mai 1999. L'Office avait sollicité les points de vue de toutes les parties intéressées sur cette question.
3. TransCanada PipeLines Limited (TCPL) - Premier rapport du groupe de travail sur les droits de 1999
TCPL a demandé à l'Office d'approuver plusieurs résolutions contenues dans le rapport précité. L'Office a approuvé les résolutions suivantes :
| Résolution | Approbation | Objet |
| 1.99 | 28 janvier 1999 | Mise à jour des points de réception et de livraison |
| 2.99 | 28 janvier 1999 | Disposition concernant le remboursement de l'ONÉ |
| 3.99 | 28 janvier 1999 | Capacité de Kamine |
| 4.99 | 28 janvier 1999 | Exécution de la vérification de conformité obligatoire |
| 5.99 | 15 février 1999 | Retard quant au dépôt des droits de 1999 |
| 7.99 | 19 mars 1999 | Service de transport interruptible à contre-courant - Contrat-cadre |
4. Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (TQM) - Droits de 1998
Le 22 janvier 1999, l'Office a approuvé les droits définitifs que TQM pourra exiger sur son réseau de transport de gaz naturel en 1998. TQM appliquait des droits provisoires depuis le 1er janvier 1998.
Les droits proposés dans la demande de TQM étaient fondés sur un ratio présumé du capital-actions ordinaire de 30 % et un rendement du capital-actions ordinaire de 10,21 % pour 1998, conformément à la décision de l'Office sur le coût du capital des sociétés pipelinières (RH-2-94). L'Office a autorisé des besoins en revenus nets de 63,5 millions de dollars et une base tarifaire de 294,1 millions de dollars en 1998.
TQM a également demandé à l'Office de rendre une ordonnance fixant les droits que la compagnie pourra percevoir à titre provisoire à compter du 1er janvier 1999. L'Office a décidé de fixer comme droits provisoires exigibles à compter du 1er janvier 1999 les droits définitifs qu'il a approuvés pour 1998.
5. Trans Mountain Pipe Line Company Ltd. (TMPL) - Droits définitifs de 1999
Le 9 mars 1999, l'Office a approuvé une demande de TMPL, en date du 12 février 1999, visant l'approbation de ses droits définitifs pour 1999. L'Office a autorisé les droits exposés dans le Projet de tarif no 45 pour le transport du pétrole et le Projet de tarif no RP 14 pour le transport de pétrole raffiné et partiellement raffiné et d'EBTM.
6. Trans-Northern Pipelines Inc. (TNPL) - Droits de 1999
Le 29 mars 1999, l'Office a approuvé les droits définitifs que TNPL pourra exiger en 1999. En dépit de certaines augmentations, les droits proposés, selon leur moyenne pondérée, sont de 0,6 % inférieurs aux droits en vigueur.
Questions à l'étude
7. Foothills Pipe Lines Ltd. (Foothills) - Droits applicables au service interruptible - Zone 9
Le 1er mars 1998, Foothills a sollicité l'approbation de nouveau droits visant le service interruptible dans la zone 9, soit la partie du réseau Foothills située en Saskatchewan.
Le 26 mars 1999, l'Office a approuvé à titre provisoire les droits que Foothills a proposé aux fins du service interruptible dans la zone 9, lesquels sont entrés en vigueur le 1er avril 1999. L'Office prendra une décision définitive à l'égard des droits demandés une fois qu'il aura terminé son étude de la demande.
8. 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 27 novembre 1998, 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 1999.
Le 17 décembre 1998, l'Office a avisé Foothills qu'avant de prendre une décision définitive au sujet des budgets présentés, il souhaitait examiner ses coûts réels de 1998 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 1999. 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.
9. Westcoast Energy Inc (WEI) - Droits définitifs de 1999
Le 5 mars 1999, WEI a demandé à l'Office d'approuver les droits définitifs qu'elle pourra exiger en 1999 pour ses services de transport.
Le 24 mars 1999, l'Office a décidé de solliciter les commentaires des parties intéressées au sujet du bien-fondé de la demande, avant de déterminer les droits définitifs exigibles en 1999.
10. PanCanadian Petroleum Limited - Demande de transport de condensat
Pour obtenir plus de précisions sur cette question, se reporter au point 4 de la partie Questions relatives au transport, aux droits et aux tarifs, sous la rubrique Questions à l'étude, du bulletin no 62 des Activités de réglementation en date du 1er octobre 1997.
Questions pionnières
1. Activités dans les régions pionnières au cours du premier trimestre de 1999
a) Pétrolière Impériale Ressources Limitée a reçu l'autorisation de procéder aux activités suivantes à Norman Wells :
(i) l'exploitation d'un puits, conformément au paragraphe 19(3) du Règlement sur la production et la rationalisation de l'exploitation du pétrole et du gaz au Canada (RPREPGC); autorisation accordée le 5 janvier;
(ii) l'installation d'une vanne de sécurité de fond dans le puits Esso Norman Wells S-08X, conformément au paragraphe 19(3) du RPREPGC; autorisation accordée le 4 mars.
b) Paramount Resources Ltd. a reçu les autorisations suivantes :
(i) l'autorisation de « modifier les conditions d'un puits », conformément à l'article 83 du Règlement concernant le forage de puits de pétrole et de gaz naturel au Canada (RFPPGNC), accordée pour les puits suivants :
Paramount et al Bovie C-76A, le 19 janvier;
Paramount et al Liard F-36, le 16 février.
(ii) l'autorisation de « forer un puits », conformément à l'article 83 du Règlement concernant le forage de puits de pétrole et de gaz naturel au Canada (RFPPGNC), accordée le 18 janvier à l'égard des puits suivants :
Paramount Berkley Netla P-57;
Paramount Berkley Arrowhead C-02;
Paramount et al Liard A-01;
Paramount et al Liard K-46.
(iii) une exemption aux termes de l'alinéa 70(1)c) du RFPPGNC, accordée pour le puits Paramount Berkley Netla P-57 le 16 février.
c) Grey Wolf Exploration Inc. a reçu l'autorisation suivante :
(i) une autorisation aux termes du paragraphe 83(2) du RFPPGNC, accordée pour le puits Grey Wolf-Canaxas DEH CHO-2 B-14 le 4 janvier 1999.
d) Une demande d'approbation de « déclaration de découverte exploitable » a été soumise par l'Inuvialuit Petroleum Corporation, conformément à l'article 28.2, partie II.1, de la Loi sur l'Office national de l'énergie et à l'article 35, partie IV, de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, le 9 mars 1999.
e) L'Inuvialuit Petroleum Corporation a reçu les autorisations suivantes :
(i) l'autorisation de « modifier les conditions d'un puits », conformément à l'alinéa 5(1)b) de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (LOPC), accordée le 2 février pour les puits suivants :
IPC Ikhil K-35;
IPC Ikhil J-35.
(ii) l'autorisation de construire les installations de production Ikhil, conformément à l'alinéa 5(1)b) de la LOPC, accordée le 2 février.
(iii) l'autorisation de construire le gazoduc Ikhil - Inuvik, conformément à l'alinéa 5(1)b) de la LOPC, accordée le 2 février.
(iv) l'autorisation d'un « rapport de cessation d'un puits », conformément à l'article 184 du RFPPGNC, accordée le 9 mars pour les puits suivants :
IPC Ikhil J-35;
IPC Ikhil N-26.
(v) une exemption, aux termes du paragraphe 218(2) du RFPPGNC, accordée le 10 mars pour les puits suivants :
IPC Ikhil K-35;
IPC Ikhil J-35.
f) Une demande d'approbation de « déclaration de découverte importante » a été soumise par Ranger Oil Limited, conformément à l'article 28.2, partie II.1, de la Loi sur l'Office national de l'énergie et à l'article 28, partie III, de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, le 17 décembre 1998.
g) Ranger Oil Limited a reçu l'autorisation suivante :
(i) l'autorisation de « modifier les conditions d'un puits », conformément à l'alinéa 5(1)b) de la LOPC, accordée pour le puits Ranger Fort Liard P-66A le 12 février.
(ii) l'autorisation d'un « rapport de cessation d'un puits », conformément à l'article 184 du RFPPGNC, accordée pour le puits Ranger Fort Liard P-66A le 12 février.
(h) Suncor Energy Inc. a reçu les autorisations suivantes :
(i) l'autorisation de « forer un puits », conformément au paragraphe 83(1) du RFPPGNC, accordée pour le puits Suncor Netla K-77 le 26 janvier.
(ii) une autorisation aux termes du paragraphe 83(2) du RFPPGNC, accordée pour le puits Suncor Netla K-77 le 26 février.
i) Canadian Forest Oil Ltd. a reçu les autorisations suivantes :
(i) l'autorisation de « forer un puits », conformément au paragraphe 83(1) du RFPPGNC, accordée pour le puits CDN Forest et al Fort Liard K-32 le 12 février.
(ii) l'autorisation de « forer un puits », conformément au paragraphe 83(1) du RFPPGNC, accordée pour le puits CDN Forest et al Flett N-61le 18 février.
j) Chevron Canada Resources a reçu les autorisations suivantes :
(i) l'autorisation de « forer un puits », conformément à l'article 83 du RFPPGNC, accordée pour le puits Chevron et al Liard K-29 le 5 janvier.
(ii) une autorisation aux termes de l'article 64 du RFPPGNC, accordée pour le puits Chevron et al Liard K-29 le 10 mars.
k) Deux nouvelles demandes d'autorisation d'opérations géologiques, géophysiques ou géotechniques ont été reçues ainsi qu'une demande de modification d'opérations autorisées antérieurement. L'Office a approuvé cinq demandes aux termes de l'article 5 de la LOPC et une demande a été retirée :
| Compagnie | Région | Date |
| AEC West | Carcajou Reef | 4 janvier |
| AEC West | Keele Arch | 5 janvier |
| AEC OIL AND GAS | Ft. Liard | 8 mars |
| BFR Geophysical | Ft. Liard | 22 janvier |
| BFR Geophysical | Ft. Liard | 2 février |
Les autres demandes sont à l'étude.
Appels et révisions
Appels
Appels réglés
1.Canadian Hunter Exploration Ltd. (CHEL) - Tidal Resources Inc.
Le 22 août 1996, CHEL a déposé auprès de la Cour d'appel fédérale une demande d'autorisation d'interjeter appel de la décision que l'Office a rendue le 25 juillet 1996, à la suite de l'approbation de la demande de Tidal Resources Inc. concernant la construction d'un pipeline, décision selon laquelle il a établi que certaines installations de collecte en amont, qui sont situées en Colombie-Britannique et dont CHEL est propriétaire et exploitante, relèvent de sa compétence.
La Cour d'appel fédérale a donné l'autorisation d'interjeter appel et un appel a été déposé. Des points d'argument ont été déposés par CHEL et les provinces de l'Alberta et de la Colombie-Britannique. La Cour a étudié l'appel le 15 mars 1999. L'appel a été accepté et la Cour a cassé l'ordonnance de l'Office.
2. Union Gas Limited (Union) - Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (TQM) - Prolongement vers PNGTS - GH-1-97
Le 4 mai 1998, Union a présenté une requête à la Cour d'appel fédérale pour obtenir une révision judiciaire des Motifs de décision de l'Office, datés du 3 avril 1998, portant sur la demande présentée par TQM en vue de la construction d'un gazoduc reliant Lachenaie, au Québec, à la frontière du New Hampshire, près de Pittsburg, aux États-Unis.
Union sollicite un bref de mandamus exigeant que l'Office publie à l'égard de la décision GH-1-97, des Motifs de décision traitant des sujets à débattre et de la preuve produite devant l'Office au cours de l'audience GH-1-97. En janvier 1999, Union a retiré sa demande d'une révision judiciaire.
Appels en instance
3. Ministère de l'Énergie de l'Alberta (MÉA) - Northstar Energy Corporation (NEC) - GH-1-98
Le 25 mai 1998, le MÉA a demandé à la Cour d'appel fédérale l'autorisation d'interjeter appel de la décision de l'Office datée du 24 avril 1998; dans cette décision, l'Office a rejeté la motion présentée par le MÉA, qui contestait la compétence de l'Office pour instruire la demande de NEC visant la construction d'un pipeline, aux motifs que la demande avait pour objet un ouvrage et une entreprise d'envergure locale, plutôt qu'un ouvrage et une entreprise de caractère interprovincial.
Le MÉA a aussi demandé à l'Office de surseoir à l'exécution de sa décision GH-1-98. Le 4 juin , l'Office a rejeté cette demande. Suite à ce refus, le MÉA a présenté à la Cour d'appel fédérale, le 24 juin 1998, une demande d'autorisation d'interjeter appel de la décision de l'Office datée du 24 avril 1998.
La Cour d'appel fédérale a autorisé le MÉA à interjeter appel et a suspendu l'exécution de la décision GH-1-98 de l'Office. Un appel a été déposé auprès de la Cour.
4. L'Industrial Cape Breton Community Alliance Group (Alliance) - Projet gazier de l'île de Sable
Le 25 novembre 1997, l'Alliance 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, l'Alliance a déposé un avis de requête introductive d'instance semblable auprès de la Cour d'appel fédérale. Cette cause sera entendue au mois de mai.
5. Union of Nova Scotia Indians et al - Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. (M&NP)
Union of Novas Scotia Indians et al a présenté une requête à la Cour d'appel fédérale pour obtenir une révision judiciaire ou pour l'autorisation d'interjeter appel de la décision rendue par l'Office selon laquelle M&NP s'était conformée à la condition 22 du certificat GC-95. Cette demande a été présentée le 12 novembre 1998. Une certain nombre de demandes de décision interlocutoire ont été présentées.
La Cour a entendue les motions et a dirigée que la cause procède comme une demande de révision judiciaire. Les demandeurs et M&NP ont déposés leur dossiers. Aucune date a été établie pour étudier cette cause.
Révisions
Révisions réglées
1. Projet de pipeline Alliance - Audiences sur le tracé détaillé - MH-1-99 et MH-2-98 - M. Vernon Smith
Le 12 mars 1999, l'Office a décidé, de sa propre initiative, de réviser sa décision concernant l'ordonnance GPL-A-159-2-99, datée du 11 février 1999, par laquelle il a approuvé certains plans, profils et livres de renvoi du projet de pipeline Alliance. L'Office a décidé de revoir sa décision parce qu'il a omis, par inadvertance, d'examiner le tracé de rechange que M. Vernon Smith avait présenté dans sa déclaration d'opposition reçue par l'Office le 9 janvier 1999. De l'avis de l'Office, cette omission laissait planer un doute sur l'à-propos de sa décision d'approuver certains plans, profils et livres de renvoi.
Le 31 mars , l'Office a confirmé sa décision d'approuver les plans, profils et livres de renvoi en question.
2. Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. (M&NP) - Audience sur le tracé détaillé MH-3-98 - Mme Shelagh Lynch
Le 4 février 1999, Mme Shelagh Lynch a demandé que l'Office révise une décision qu'il a rendue dans le cadre de l'audience sur le tracé détaillé tenue relativement au pipeline de M&NP dans les Maritimes et qu'il sursoie à l'exécution de cette dernière. Durant l'audience MH-3-98 sur le tracé détaillé, Mme Lynch a exprimé des inquiétudes au sujet de la proximité du tracé proposé par M&NP d'une terre humide associée à un étang de castors se trouvant sur sa propriété. Mme Lynch a proposé un tracé de rechange qui faisait passer le tracé à l'extérieur du couloir d'un kilomètre de largeur approuvé aux termes de l'audience portant sur la demande de certificat.
Pendant l'audience sur le tracé détaillé, l'Office a entendu les motifs d'opposition de Mme Lynch et la preuve qu'elle a soumise à l'appui d'un tracé de rechange, mais il a approuvé le tracé détaillé proposé par M&NP comme étant le meilleur tracé possible. Toutefois, l'Office, dans sa décision, a exigé de M&NP qu'elle prépare et dépose un rapport sur l'étang de castors et les terrains avoisinants sur les propriétés Lynch et Hughes/Morrigan pour établir s'il existe une terre humide, tel que décrit dans l'évaluation des incidences environnementales. Si elle constatait la présence d'une terre humide, M&NP devait également fournir un plan de surveillance et d'atténuation propre à ce site. La compagnie a déposé les deux rapports.
Le 31 mars 1999, l'Office a décidé, après examen de tous les mémoires, qu'on n'avait pas établi une présomption prima facie de nature à mettre en doute le bien-fondé de ses conclusions dans la décision MH-3-98. Par conséquent, l'Office a rejeté la demande voulant qu'il revoie sa décision MH-3-98 et sursoie à l'exécution de celle-ci.
Modifications aux directives et aux règlements
Voici les modifications qui ont été apportées ou qui sont en cours de préparation :
1. Règlement de l'Office national de l'énergie concernant le gaz et le pétrole (Partie VI de la Loi)
L'Office s'apprête à recommander que le gouverneur en conseil approuve des modifications au Règlement, étant donné que certaines de ses dispositions sont incompatibles avec la nouvelle approche axée sur les conditions du marché qui sous-tend la réglementation des exportations à long terme de pétrole brut.
2. Règlement sur les pipelines terrestres (RPT)
L'Office projette de remplacer l'actuel Règlement sur les pipelines terrestres par un règlement révisé et sollicite les commentaires des personnes intéressées à l'égard du nouveau Règlement de 1999 sur les pipelines terrestres - Lignes directrices (Lignes directrices touchant le RPT). Ces changements proposés font suites à des conclusions découlant des enquêtes antérieures, dont l'enquête sur la fissuration par corrosion sous tension des oléoducs et gazoducs canadiens menée en 1995-1996, ainsi que des questions touchant l'environnement et la sécurité qu'ont soulevées les enquêtes sur les accidents et la révision des normes techniques.
En vertu de la Loi sur l'Office national de l'énergie, l'Office peut prendre des règlements concernant la conception, la construction, l'exploitation et la cessation d'exploitation d'un pipeline ainsi que, dans le cadre de ces opérations, la protection des biens et de l'environnement et la sécurité du public et des employés de la compagnie.
L'Office s'est efforcé de faire du RPT un règlement davantage axé sur les buts en définissant les résultats à atteindre dans la conception, la construction, l'exploitation et la cessation d'exploitation d'installations. Il incombe à la compagnie pipelinière d'élaborer et d'éprouver les exigences techniques et les procédures qui permettront d'atteindre les résultats voulus. À cette fin, l'Office encourage le recours aux méthodes généralement admises, comme celles que publie CSA International.
L'Office a mis au point les Lignes directrices touchant le RPT pour aider l'industrie à se conformer aux exigences du RPT. Il croit que cette nouvelle approche favorisera une plus grande responsabilité de l'industrie tout en offrant à celle-ci plus de latitude et de possibilités pour mettre au point des techniques améliorées en matière de sécurité et d'environnement dans de meilleurs délais.
3. Règlement sur les pipelines marins
Le Règlement sur les pipelines marins définira 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 tenir compte au cours de la conception, de la construction, de l'exploitation, de l'entretien et de la cessation d'exploitation d'un pipeline marin.
Le Règlement est à l'état d'ébauche.
4. Règlement sur les usines de traitement d'hydrocarbures
L'Office prévoit achever en 1999 l'avant-projet d'un Règlement sur les usines de traitement d'hydrocarbures.
5. Règlements et lignes directrices ayant trait à la Loi sur les opérations pétrolières au Canada
La création et la refonte de règlements sur les activités gazières et pétrolières, pris aux termes de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, entrée en vigueur en septembre 1992, se poursuivent. À l'heure actuelle, le programme de réglementation comprend ce qui suit :
Règlements et lignes directrices en cours de rédaction :
- Règlement sur l'hygiène et la sécurité professionnelles (pétrole et gaz) au Canada - Modification
- 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 - Modification
- Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada - Modification
- Règlement sur l'hygiène et la sécurité professionnelles liées à l'exploitation du pétrole dans la zone extracôtière de Terre-Neuve
- Règlement sur la responsabilité en matière de rejets et de débris relatifs aux hydrocarbures dans la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse
- Directives concernant les programmes relatifs à l'environnement physique réalisés pendant les activités de forage pétrolier et de production des terres pionnières
Autre question
L'Offre et la demande d'énergie au Canada - 1998-2025
L'Office a entrepris des travaux préparatoires en vue de la production duRapport sur l'Offre et la demande d'énergie au Canada 1998-2025. L'ouvrage, qui doit paraître en 1999, analysera les tendances, les enjeux et les faits nouveaux qui marqueront le domaine de l'énergie au Canada au cours du prochain quart de siècle. Dans le cadre de ce travail, l'Office a mené des consultations publiques afin de recueillir les points de vues des parties intéressées. Il s'agissait, dans un premier temps, d'obtenir des commentaires au sujet des hypothèses de prévision, de la portée du rapport et des nouveaux enjeux énergétiques et, dans un deuxième temps, de recueillir les commentaires sur l'analyse subséquente.
La première série de consultations publiques s'est déroulée en avril et mai 1998, à Calgary, Ottawa, Montréal, Halifax, St. John's, Vancouver et Régina.
Le 6 janvier 1999, l'Office a diffusé la trousse de consultation pour la deuxième série de consultations. Cette dernière a eu lieu en février, dans les mêmes villes que celles où s'était déroulée la première série de consultations. Durant la deuxième série de consultations, l'Office a voulu recueillir les commentaires sur les résultats préliminaires, avant de passer à l'étape de l'analyse finale, et obtenir des avis sur d'autres analyses de sensibilité.
Questions administratives
Membres de l'Office
Le 26 janvier 1999, le ministre de Ressources naturelles Canada a annoncé la nomination de M. Jean-Paul Théorêt à titre de membre de l'Office. Depuis 1990, M. Théorêt a été commissaire à la Régie de l'énergie, anciennement désignée la Régie du gaz naturel du Québec. De 1985 à 1989, M. Théorêt a été membre de l'Assemblée nationale, adjoint parlementaire au ministre de l'Industrie, du Commerce et de la Technologie, et vice-président de la Commission de l'économie et du travail à l'Assemblée nationale. Avant cette période, il a été cadre supérieur chez plusieurs gros détaillants en alimentation. M. Théorêt est actif au sein de la collectivité et il a siégé aux conseils d'administration de plusieurs associations de gens d'affaires.
M. Cecil Mervin Ozirny a été nommé membre temporaire de l'Office pour un autre mandat qui prendra fin le 27 juin 1999. M. Ozirny est membre temporaire de l'Office depuis le 31 octobre 1997.
Mme Anita Côté-Verhaff a pris sa retraite le 31 mars 1999. Elle était membre de l'Office depuis le 1er septembre 1989.
Dr Diana Valiela a démissionné de son poste de membre de l'Office. Elle était membre depuis octobre 1997. Elle restera à l'Office jusqu'à la fin mai ou jusqu'au début de juin.
Documents publiés entre le 1er janvier et le 31 mars 1999
Motifs de décision
- Maritimes and Northeast Pipeline Management Ltd. (M&NP) - Canalisation latérale de Point Tupper - GH-4-98 - janvier 1999
- Maritimes and Northeast Pipeline Management Ltd. - Canalisation latérale
de Point Tupper - GH-4-98
- Lettres de décision datées du 26 janvier 1999 - BC Gas Utility - Service sur le réseau de Westcoast Energy Inc. - RH-2-98 - mars 1999
- Vector Pipeline Limited Partnership - Gazoduc - GH-5-98 - mars 1999
Rapport
- Office national de l'énergie - Budget de dépenses 1999-2000 - Partie III - Rapport sur les plans et priorités - février 1999
Autre
- Politique de vérification au titre de la réglementation financière - 23 février 1999
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.
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.
Information et copies
Pour des renseignements, communiquer avec :
Denis Tremblay
Agent des communications
Téléphone : 403-299-2717
Télécopieur : 403-292-5503
Pour des exemplaires des documents, communiquer avec :
publications@neb-one.gc.ca
Téléphone : 403-299-3562
Télécopieur : 403-292-5576
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, 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
| Demandeur | Dossier / Ordonnance | Demande | Coût est. |
| ANG Pipeline, entité commerciale de TransCanada PipeLines Limited | Dossier : 3400-A2-25 Ordonnance : XG-A2-26-99 |
Demande datée du 18 décembre 1998;
approuvée le 24 mars. Structures et améliorations diverses pour les compresseurs; autres structures et améliorations; canalisations principales; équipement de compression. |
1 207 000 |
| Amber Energy Inc., maintenant AEC Suffield Gas Pipeline Inc. | Dossier : 3400-A167-1 Décision en suspens |
Demande datée du 24 août 1998. Construire un pipeline pour le transport de gaz naturel traité de l'usine à gaz Ekwan, qui sera située à c-10-E/94-I-9 en C.-B., jusqu'à la station de comptage sur le tronçon 27-110-12 W6M du réseau de Nova en Alberta. |
8 937 000 |
| Blue Range Resource Corporation | Dossier : 3400-B88-4 Ordonnance : XG-B88-4-99 |
Demande datée du 20 octobre 1998; approuvée
le 15 janvier. Doublement du pipeline Boundary Lake. |
543 000 |
| Canadian-Montana Pipeline Corporation | Dossier : 3400-C9-4 Ordonnance : XG-C9-14-99 |
Demande datée du 9 novembre 1998; approuvée
le 10 février. Construire une station de comptage et 750 mètres de canalisation. |
150 000 |
| Champion Pipeline Corporation Limited | Dossier : 3400-C17-6 Ordonnance : XG-C17-21-99 |
Demande datée du 29 janvier; approuvée
le 5 mars. Enlever un pipeline suspendu situé sous un pont au Québec et effectuer du forage dirigé sous la rivière des Outaouais. |
225 280 |
| Consumers' Gas (Canada) Ltd. | Dossier : 3400-C283-13 Ordonnance : XG-C283-3-99 |
Demande datée du 17 décembre 1998;
approuvée le 26 janvier. Construire un nouveau raccord de vente à Brampton, en Ontario. |
5 000 |
| Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. | Dossier : 3400-M124-4 Ordonnance : XG-M124-10-99 |
Demande datée du 27 novembre 1998; approuvée
le 10 février. Construire une section de 5 kilomètres du latéral Point Tupper. |
S/O |
| Penn West Petroleum Ltd. | Dossier : 3400-P166-2 Ordonnance : XG-P166-67-98 |
Demande datée du 9 juillet 1998; approuvée
le 14 janvier. Construction d'un pipeline de 33 kilomètres dans le nord de l'Alberta et en Colombie-Britannique. |
7 810 300 |
| Dossier : 3400-P166-3 Ordonnance : XG-P166-5-99 |
Demande datée du 13 novembre 1998; approuvée
le 20 janvier. Construire un gazoduc de 2,1 kilomètres à Esther 15-13, en Alberta. |
182 000 | |
| Star Oil and Gas Ltd. | Dossier : 3400-S168-1 Ordonnance : XG-S168-11-99 |
Demande datée du 7 décembre 1998;
approuvée le 5 février. Construire cinq pipelines reliés, entre la Colombie-Britannique et l'Alberta. |
440 000 |
| TransCanada PipeLines Limited | Dossier : 3400-T1-161 Ordonnance : XG-T1-7-99 |
Demande datée du 12 novembre 1998; approuvée
le 25 janvier. Abaisser une canalisation. |
1 300 000 |
| Dossier : 3400-T1-161 Ordonnance : XG-T1-8-98 |
Demande datée du 2 octobre 1998; approuvée
le 25 janvier. Installer une VCP et des garnitures de brides d'isolement. |
18 900 000 | |
| Dossier : 3400-T1-164 Ordonnance : XG-T1-23-99 |
Demande datée du 17 février; approuvée
le 23 mars. Sept projets faisant partie du programme d'entretien des pipelines de la compagnie. |
13 097 000 | |
| Dossier : 3400-T1-163 Ordonnance : XG-T1-25-99 |
Demande datée du 6 janvier; approuvée
le 26 mars. Six projets. |
850 000 | |
| Westcoast Energy Inc. | Dossier : 3400-W5-208 Ordonnance : XG-W5-2-99 |
Demande datée du 12 novembre 1998; approuvée
le 13 janvier. Mettre en place une station de comptage pour le transfert de propriété. |
150 000 |
| Dossier : 3400-W5-211 Ordonnance : XG-W5-6-99 |
Demande datée du 4 décembre 1998;
approuvée le 22 janvier. Projet S0131 - Ajouter des allumeurs de torchère - Fort St. John Projet S0136 - Installer des détecteurs de flamme de torchère - Laprise Projet S0161 - Fournir des piquages pour producteur à St. John |
348 000 | |
| Dossier : 3400-W5-210 Ordonnance : XG-W5-12-99 |
Demande datée du 25 novembre 1998, modifiée
le 25 janvier; approuvée le 8 février. Projet Q0086 : Fournir des piquages pour producteur à Fort Nelson. |
500 000 | |
| Dossier : 3400-W5-209 Ordonnance : XG-W5-13-99 |
Demande datée du 19 novembre 1998; approuvée
le 9 février. Projet Q0048 : Husky - Station de comptage Sikanni. |
212 000 | |
| Dossier : 3400-W5-214 Ordonnance : XG-W5-16-99 |
Demande datée du 5 février; approuvée
le 25 évrier. Installer des piquages à des points de vente et de réception. |
200 000 | |
| Dossier : 3400-W5-210 Ordonnance : XG-W5-17-99 |
Demande datée du 25 novembre 1998; approuvée
le 3 mars. Projet Q0080 : Remplacer la couche de fond - sas de lancement Yo Yo. Projet Q0081 : Services sur le terrain à Fort Nelson - gainage et remplissage à Beaver River. Projet Q0083 : Poste d'analyse de l'eau à Helmet. |
270 000 | |
| Dossier : 3400-w5-211 Ordonnance : XG-W5-18-99 |
Demande datée du 4 décembre 1998;
approuvée le 3 mars. Sept projets. |
734 000 | |
| Dossier : 3400-W5-217 Ordonnance : XG-W5-19-99 |
Demande datée du 23 février; approuvée
le 4 mars. Modifier temporairement la station de comptage 66. |
225 000 | |
| Dossier : 3400-W5-210 Ordonnance : XG-W5-20-99 |
Demande datée du 25 novembre 1998; approuvée
le 5 mars. Projet Q0067 : Installations de stockage à froid - Usine à gaz Fort Nelson. Projet Q0077 : Installations de stockage à froid - Usine à gaz Sikanni. Projet Q0092 : Installer une réserve d'incendie (eau non traitée) à une usine de traitement des effluents. Projet Q0093 : Installer une réserve d'eau traitée C/D |
295 000 | |
| Dossier : 3400-W5-211 Ordonnance : XG-W5-22-99 |
Demande datée du 4 décembre 1998;
approuvée le 12 mars. Projet S0149 : Ajouter un échangeur à plaque pour le processus de traitement aux amines à l'usine à gaz d'Aitken Creek. |
300 000 | |
| Dossier : 3400-W5-218 Ordonnance : XG-W5-24-99 |
Demande datée du 4 février; approuvée
le 15 mars. Remplacer un tronçon de 30 po sur la canalisation principale sud à Deadman River. |
200 000 | |
| Dossier : 3400-W5-211 Ordonnance : XG-W5-28-99 |
Demande datée du 4 décembre 1998;
approuvée le 31 mars. Projet S0128 : Amélioration du gainage - Fort St. John. Projet S0129 : Ajout de dispositifs de protection cathodique et injection de produits chimiques - Fort St. John. Projet S0151: Installation d'un point de purge par aspiration - Beg Jedney. |
177 000 |
Oléoducs
| Demandeur | Dossier / Ordonnance | Demande | Coût est. |
| CXY Energy Marketing | Dossier : 3400-C373-1 Décision en suspens |
Demande datée du 7 juillet 1998. Construire un pipeline pour le transport d'une émulsion d'huile. Les 12 août et 14 octobre, l'Office a demandé par lettres un complément d'information à CXY. |
6 000 000 |
| Enbridge Pipelines Inc. | Dossier : 3400-E1001- 6 Ordonnance : XO-E101-9-99 |
Demande datée du 14 décembre 1998;
approuvée le 29 janvier. Quinze projets. |
9 793 400 |
| Dossier : 3400-E101-6 Ordonnance : XO-E101-6-99 |
Demande datée du 14 décembre 1998;
approuvée le 17 février. Onze projets. |
2 800 000 | |
| Dossier : 3400-E101-7 Ordonnance : XO-E101-12-99 |
Demande datée du 26 février; approuvée
le 24 . Installer des équipements supplémentaires d'échantillonnage et de vidange au terminal d'Edmonton. |
16 400 | |
| Dossier : 3400-E101-9 Ordonnance : XO-E101-13-99 |
Demande datée du 10 mars; approuvée le
26 mars. Modification de la tuyauterie de la station Westover. |
1 700 000 | |
| Enbridge Pipelines (NW) Ltd. | Dossier : 3400-E102-1 Ordonnance : XO-E102-1-99 |
Demande datée du 18 décembre 1998;
approuvée le 13 janvier. Projet 19991370A002 - Remplacer des tronçons de canalisation et poser des manchons. |
2 390 000 |
| Dossier : 3400-E102-2 Ordonnance : XO-E102-2-99 |
Demande datée du 18 décembre 1998;
approuvée le 14 janvier. Projet 9783R99-06 : Construction d'un bâtiment pour la génératrice. |
7 800 | |
| Dossier : 3400-E102-1 Ordonnance : XO-E102-10-99 |
Demande datée du 12 février; approuvée
le 1er mars. Pose d'un manchon. |
77 300 | |
| Enbridge Pipelines (Westspur) Inc. | Dossier : 3400-E103-1 Ordonnance : XO-E103-4-99 |
Demande datée du 5 janvier; approuvée
le 26 janvier. Projet C9 P3 - Dispositif de dérivation pour contourner la chambre des pompes à la station Stellman. |
60 000 |
| Dossier : 3400-E103-1 Ordonnance : XO-E103-11-99 |
Demande datée du 5 janvier; approuvée
le 19 mars. Sept projets. |
591 300 | |
| Penn West Petroleum Ltd. | Dossier : 3400-P166-4 Ordonnance : XO-P1666-7-99 |
Demande datée du 4 janvier; approuvée
le 4 mars. Pipeline de 1,2 kilomètres pour le transport d'émulsion d'huile brute. |
114 000 |
| Trans Mountain Pipe Line Company Ltd. | Dossier : 3400-T4-47 Ordonnance : XO-T4-3-99 |
Demande datée du 22 décembre 1998;
approuvée le 18 janvier. Projet 7120 : Remplacer une canalisation de vidange (terminal d'Edmonton). Projet 7165 : Anneaux d'étanchéité des jauges de réservoir (parc à réservoirs de Sumas). Projet 7168 : Anneaux d'étanchéité des jauges de réservoir (terminal de Burnaby). * Ces projets ont été approuvés en 1998 en vertu de l'ordonnance XO-T4-5-98. Trans Mountain a demandé une extension à la période de construction de ces projets jusqu'au 31 décembre 1999. |
S/O * |
| Dossier : 3400-T4-64 Ordonnance : XG-T4-9-99 |
Demande datée du 12 janvier, modifiée le 19 février. Projet 9501 : Découpage de segments de la canalisation principale. |
259 000 | |
| Dossier : 3400-T4-63 Ordonnance : XO-T4-8-99 |
Demande datée du 21 décembre 1998;
approuvée le 25 février. Installation pour atténuer les effets sur les eaux souterraines à la station de pompage de Jasper. |
837 000 | |
| Trans-Northern Pipelines Inc. | Dossier : 3400-T2-37 Ordonnance : XO-T2-38-98 |
Demande datée du 30 novembre 1998; approuvée
le 8 janvier. Trente-et-un projets de remplacement de tronçons de canalisation dans le comté d'Edwardsburg, en Ontario. |
500 000 |
| Westspur Pipe Line Company Inc. | Dossier : 3400-W2-23 Décision en suspens |
Demande datée du 1er octobre 1998. Construire la canalisation latérale Gainsborough de 1,2 kilomètres de long et poser les vannes et installations de pompage connexes entre le Manitoba (LSD 13-6-3-29 W1M) et la Saskatchewan (LSD 12-1-3-30 W1M). |
145 000 |
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.
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Calgary, Alberta
T2P 0X8
Téléphone : 403-292-4800
Télécopieur : 403-292-5503
| Mise à jour : 2006-10-11 | 
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