Activités de réglementation 69

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. Enron Capital & Trade Resources Corp. (ECTR) - Exportation de gaz naturel - GHW-1-99

L'Office a approuvé une demande de ECTR pour l'exportation de gaz naturel, pour une période de 10 ans commençant le 1^er novembre 1999 ou à la date de début des livraisons, selon la plus éloignée des deux dates, pour alimenter son marché dans les régions du nord-est et du Michigan, aux États-Unis.

Le gaz naturel sera exporté à partir de St. Clair (Ontario). Les volumes qui sera exportés 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 - 2068,0 millions de pieds cubes (73,0 milliards de mètres cubes). Le gaz naturel serait acheté des approvisionnements de PanCanadian Petroleum Limited en Alberta.

L'Office a étudié la demande dans le cadre d'une audience publique par voies de mémoires.

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 a approuvé une demande présentée conjointement de la part de Impériale et Boston Gas aux fins de l'approvisionnement des marchés de Boston Gas dans l'État du Massachusetts durant la période du 1^er novembre 1999 jusqu'au 31 mars 2007.

Le gaz naturel sera exporté à partir de St. Stephen (Nouveau-Brunswick). Les volumes qui seront exportés s'établissent comme suit : quantité journalière - 1,2 million de mètres cubes (42,5 millions de pieds cubes); quantité annuelle - 440,0 millions de mètres cubes (15,5 milliards de pieds cubes); quantité globale - 3 262,0 millions de pieds cubes (115,1 milliards de mètres cubes). Le gaz naturel destiné à être exporté sera produit par le Projet énergétique extracôtier de l'île de Sable, mené sur la côte Est du Canada.

L'Office a étudié la demande dans le cadre d'une audience publique tenue les 4 et 5 mai 1999 à Halifax (Nouvelle-Écosse).

3. Alliance Pipeline Limited (Alliance) - Tracé détaillé - MH-1-99 et MH-2-99

Décisions en instance

1. Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. (M&NP) - Branchement latéral jusqu'à Halifax - GH-2-99

L'Office a tenu une audience publique du 10 au 17 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 1^ernovembre 2000.

Le 30 juin 1999, l'Office a diffusé une ébauche du rapport d'étude approfondie (RÉA) à M&NP, aux parties à l'instance GH-2-99 et aux ministères et organismes compétents, pour qu'ils l'examinent et formulent leurs commentaires à son sujet, comme l'exige la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (LCÉE). Les parties intéressées doivent soumettre leurs commentaires d'ici le 22 juillet 1999 et M&NP doit communiquer les siens au plus tard le 26 juillet 1999. Une fois qu'il aura reçu et examiné les commentaires, l'Office produira la version définitive du RÉA et la communiquera à la ministre de l'Environnement, à l'Agence canadienne d'évaluation environnementale (ACÉE) ainsi qu'aux parties intéressées. L'ACÉE tiendra ensuite un processus visant à recueillir les commentaires du public, conformément à la LCÉE.

2. Alliance Pipeline Limited (Alliance) - Tracé détaillé - MH-1-99 et MH-2-99

Audiences en marche

1. Alliance Pipeline Limited (Alliance) - Tracé détaillé - MH-1-99 et MH-2-99

L'Office a rendu des décisions concernant six oppositions déposées à l'encontre du tracé détaillé proposé par Alliance Pipeline Ltd. Il a rejeté les oppositions de Paul Vincent Dyke de Rosedale (Saskatchewan), Alex and Mary Banga de Régina (Saskatchewan), Katharine Murphy O'Flynn de San Francisco, qui est propriétaire d'un terrain à Régina, John et Linda Irving de Régina and Vernon Margaret Cook d'Edmonton. Dans ces cas, l'Office a trouvé que, tout bien pesé, le tracé proposé par Alliance constituait le meilleur tracé possible pour le pipeline et il a constaté qu'Alliance s'engageait à construire le pipeline selon les méthodes et moments les plus appropriés. En ce qui concerne l'opposition de Vernon Tymkow, d'Edmonton, l'Office a décidé que l'un ou l'autre des deux tracés de rechange que celui-ci avait proposés pourrait être aussi bon, ou meilleur, que le tracé d'Alliance passant par le nord de la propriété. L'Office a donc décidé de ne pas approuver le tracé détaillé qu'Alliance avait proposé.

L'Office a tenu des audiences publiques concernant ces cas d'opposition à Regina du 12 au 15 avril 1999 et à Edmonton les 27, 28 et 30 avril 1999. L'Office a également tenu des audiences concernant d'autres cas d'opposition à Grande Prairie (Alberta) du 31 mai au 2 juin 1999. Les décisions visant ces cas d'opposition seront annoncées à une date ultérieure. L'Office tiendra une autre audience publique à Edmonton, à compter du 27 juillet 1999, au sujet du tracé détaillé modifié qu'Alliance a déposé à l'égard de la propriété de Vernon Tymkow. L'Office a rejeté le tracé détaillé qu'Alliance avait d'abord proposé pour cette propriété. L'Office a informé les parties intéressées qu'il annulera cette audience si aucune opposition n'est présentée d'ici le 19 juillet 1999 à l'encontre du nouveau tracé proposé.

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 a par la suite demandé à l'Office d'approuver les plans illustrant le tracé détaillé proposé du pipeline.

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 est censé entrer en service pendant la deuxième moitié de l'an 2000.

2. ProGas Limited (ProGas) - Exportation de gaz naturel - GHW-2-99

L'Office tiens une audience publique par voie de mémoires concernant deux demandes de ProGas visant des 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 1^er 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 1^er novembre 1999 au 31 octobre 2012. Voici les changements demandés :

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 1^er novembre 1999 au 31 octobre 2006. Voici les changements demandés :

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.

Audiences prévues

1. TriState Canada Limited Partnership (TriState) - Construction de gazoduc - GH-3-99

L'Office tiendra une audience publique, à partir du 8 septembre 1999 à London en Ontario, pour examiner une demande de TriState en vue de construire et d'exploiter un gazoduc et les installations s'y rapportant dans le sud-ouest de l'Ontario.

Le projet de gazoduc TriState serait un nouveau pipeline international qui assurerait des services de transport du gaz naturel entre un point situé près de Joliet, dans l'Illinois, et un carrefour près de Dawn, en Ontario. La partie canadienne du gazoduc serait constituée d'environ 8,3 kilomètres (5 milles) de conduites de 610 millimètres (24 po) de diamètre et s'étendrait d'un point le long de la frontière canado-américaine dans la rivière St. Clair, près de Sarnia, en Ontario, jusqu'à un point de connexion avec la station Bickford d'Union Gas Limited (Union), située près de Sarnia. De là, les expéditeurs de TriState auraient accès à Dawn via le réseau Union. Les installations projetées seraient en mesure de transporter 12,7 millions de mètres cubes (450 millions de pieds cubes) de gaz par jour. TriState prévoit mettre les installations en service en novembre 2000. Le coût en capital du projet est évalué à 14 millions de dollars.

2. TransCanada PipeLines Limited (TCPL) - Tracé détaillé - M. Lauristsen - MH-3-99

L'Office tiendra une audience publique, à partir du 20 septembre 1999 à Hearst, en Ontario, afin d'examiner une déclaration écrite d'opposition de la part de M. Lauritsen au sujet du tracé détaillé par TCPL pour sa canalisation 104 à proximité des terres de M. Lauritsen près de Hearst. Le tracé en question du pipeline a été approuvé par suite de l'audience publique GH-3-98 visant les installations de 1999 de TCPL.

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

3. Crowsnest Pipeline Project - Construction d'un gazoduc

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 1^ernovembre 2000.

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 pipeliniersen 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 1^er 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.

Autres demandes

L'Office reçoit un certain nombre de demandes et d'autres questions qu'il doit régler, mais qui ne nécessitent pas la tenue d'audiences publiques. Depuis la parution du numéro du 1^er avril 1999 du bulletin des Activités de réglementation, il a étudié les questions suivantes.

Questions relatives à l'électricité

Questions réglées

1. Canadian Niagara Power Company, Limited (CNPCL) - Ligne de transport d'électricité

Le 14 mai 1999, l'Office a approuvé une demande datée du 8 septembre 1998 de CNPCL visant l'autorisation de remettre en état et d'exploiter une ligne internationale de transport d'électricité. La ligne comprendra un circuit de 115 000 volts exploité à 60 hertz et un autre circuit d'une tension nominale de 40 600 volts, qui sera exploité à 25 hertz. La ligne s'étendra 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.

2. Ontario Hydro - Modifications au certificat d'utilité publique EC-III-13

Le 21 mai 1999, l'Office a approuvé une demande datée du 5 mars 1999 de Ontario Hydro visant l'approbation de modification au certificat EC-III-13 qui vise une ligne internationale de transport d'électricité et a été délivré en juillet 1973. Ontario Hydro a demandé l'autorisation de modifier les conditions suivantes du certificat :

3(a) remplacer 0,4 mille par 0,28 mille (en raison d'une erreur dans la description de la distance entre l'emplacement du poste extérieur de la centrale de Lambton et le pylône d'ancrage du site de franchissement de la rivière);

3(a) remplacer « un conducteur d'aluminium renforcé d'acier de 2 332 800 mils circulaires par phase » par « un groupe de deux conducteurs en aluminium renforcé d'acier de 1 843 200 mils circulaires par phase »;

4 insérer un libellé semblable à celui de la condition 4 actuelle visant les installations de comptage. Les installations de comptage en place pour la ligne internationale de transport d'électricité seront remplacées par des installations de comptage approuvées par la CSA. Les transformateurs de mesure et les compteurs CA seront conformes aux normes de la CSA.

L'Office a également approuvé des modifications au certificat EC-III-6 visant l'ajout d'un déphaseur et l'exécution de travaux secondaires.

Dans une lettre en date du 16 avril 1999, Pollution Probe a demandé que l'Office tienne une audience publique pour examiner la demande. L'Office a décidé qu'en raison de la portée limitée des travaux, il n'y avait pas lieu de soumettre le cas à un examen public plus poussé.

Questions à l'étude

3. Bonneville Power Administration (BPA) - Exportation d'électricité

Le 7 mai 1999, BPA a déposé une demande visant l'obtention d'une autorisation d'une durée de 5 ans pour exporter de l'électricité acquise de l'Alberta Power Pool (APP). Les achats pour l'exportation seraient selon les prix et les termes de l'APP.

4. Constellation Power Source Inc. (CPS) - Exportation d'électricité

Le 25 juin 1999, CPS a déposé visant l'obtention d'une autorisation d'une durée de 10 ans afin d'exporter jusqu'à700 mégawatts de puissance et 5 256 gigawattheures d'énergie annuellement, sur une base ferme et interruptible. L'énergie exportée sera acheminée sur une ligne internationale pour laquelle l'Office a émise ou émettra un Certificat d'utilité publique ou un Permis.

Questions relatives au gaz naturel

Questions réglées

1. New England Power (NEP) - Transfert de la licence d'exportation de gaz naturel GL-160

Le 18 mai 1999, l'Office a approuvé une demande de NEP visant à transférer sa licence d'exportation de gaz naturel GL-160 à USGen New England, Inc. En vertu de la licence GL-160, NEP était autorisée à exporter du gaz naturel destiné à ses installations au Massachusetts et à Rhode Island. Suite à la récente restructuration du secteur de l'électricité aux États-Unis, NEP a procédé à la vente aux enchères de certains de ses avoirs, y compris des centrales électriques alimentées au gaz naturel. Dans cette vente, c'est USGen New England, Inc. qui a été l'enchérisseur le plus offrant.

2. Kamine/Besicorp Carthage L.P. (Kamine/Besicorp) - Demandes de révocation des licences d'exportation de gaz naturel GL-158, GL-191, GL-198 et GL-199

Le 27 mai 1999, l'Office a approuvé quatre demandes de Kamine/Besicorp en date du 5 mai 1999 en vue de la révocation des licences d'exportation de gaz naturel précitées. En vertu de ces licences, Kamine/Besicorp était autorisée à exporter du gaz naturel destiné à alimenter des usines de cogénération situées à Carthage, Natural Dam, Beaver Falls et Syracuse (New York).

3. Kamine/Besicorp South Glen Falls L.P. (Kamine/Besicorp) - Demande de révocation de la licence d'exportation de gaz naturel GL-159

Le 18 juin 1999, l'Office a approuvé une demande de Kamine/Besicorp en date du 8 juin 1999 en vue de la révocation de la licence d'exportation de gaz naturel précitées. En vertu de cette licence, Kamine/Besicorp était autorisée à exporter du gaz naturel destiné à alimenter l'usine de cogénération située à South Glen Falls (New York).

4. Pétrolière Impériale Ressources Limitée et Selkirk Cogen Partners, L.P. (codemandeurs) - Modifications de contrats - Licence d'exportation de gaz naturel GL-193

Le 27 mai 1999, l'Office a approuvé une demande en date du 19 avril 1999, présentée par les codemandeurs, concernant la modification de la version modifiée et corrigée de l'entente d'achat de gaz qui sous-tend les exportations de gaz naturel effectuées en vertu de la licence GL-193. Par suite de la mise en oeuvre du décret 636 de la Federal Energy Regulatory Commission, certains barèmes de taux ont été supprimés de l'entente d'achat. Les codemandeurs sollicitaient l'approbation de mécanismes d'établissement des prix destinés à remplacer les barèmes éliminés. Aux termes de la licence GL-193, les codemandeurs étaient autorisés à exporter du gaz naturel destiné à alimenter une usine de cogénération à Selkirk (New York).

5. ProGas Limited (ProGas) - Modifications de contrats - Licence d'exportation de gaz naturel GL-231

Le 18 juin 1999, l'Office a approuvé une demande que ProGas a présentée le 31 mai au sujet de la modification de l'entente de vente de gaz sous-tendant les exportations de gaz naturel effectuées en vertu de la licence GL-231. Les modifications touchaient notamment les dispositions sur la tarification qui étaient prévues dans l'entente. Aux termes de la licence GL-231, ProGas exporte du gaz naturel à Consumers Poser Company, une société de distribution locale du Michigan.

Question à l'étude

6. 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 le rapport de vérification de la gestion de la sécurité visant à examiner la conformité au Règlement sur les pipelines terrestres des sociétés suivantes :

2. Northstar Energy Corporation Ltd.(NEC) - Gazoduc - GH-1-98

Le 21 juin 1999, l'Office a approuvé une demande datée du 3 mai 1999 présentée par NEC pour la révocation d'une l'ordonnance XG-N150-29-98 qui autorisait NEC de construire un gazoduc de 7,2 kilomètres (4,5 milles) depuis l'usine de gaz Coleman de NEC, 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, en passant par le col Phillips Pass.

L'Office a approuvé la demande de construire le gazoduc en question suite à une audience publique tenue à Calgary du 30 mars au 6 avril 1998.

3. Murphy Oil Company Ltd (Murphy) - Remise en service du réseau pipelinier Wascana

Le 30 juin 1999, l'Office a approuvé une demande de Murphy, datée du 15 juin 1999, concernant la remise en service du réseau pipelinier Wascana et l'obtention d'une exemption pour effectuer un essai hydrostatique avant de remettre le réseau en service. Le réseau Wascana est une canalisation de 172 kilomètres destinée au transport de pétrole brut, qui s'étend de Régina (Saskatchewan) jusqu'à la frontière canado-américaine. Le pipeline a été mis hors service le 1^er avril 1997.

4. Demandes présentéesen 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

5. AEC Suffield Gas Pipeline Inc. (AEC Suffield) - 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 de dollars.

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 1^er 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 24 février, 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.

Le 9 avril, l'Office a avisé AEC Suffield qu'il avait pris note du fait qu'elle avait acheté les avoirs d'Amber et qu'il avait modifié ses dossiers pour indiquer qu'AEC Suffield était le nouveau demandeur dans le cadre du projet. &Agave; la même date, l'Office a déterminé qu'il n'était pas nécessaire qu'AEC Suffield inclue dans sa demande des installations se trouvant en amont du pipeline proposé. Cependant, l'Office a informé la compagnie qu'il était tenu, aux termes de l'article 15 de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale, de déterminer la portée de l'évaluation qu'il convient d'effectuer à l'égard du projet. À ce propos, l'Office a demandé à AEC Suffield un complément d'information.

Le 30 juin 1999, l'Office a adressé une autre lettre à AEC Suffield pour lui demander un complément d'information.

6. Gouvernement des Territoires du Nord-Ouest (GTNO) - Plainte - TransCanada PipeLines Limited (TransCanada) et Nova Gas Transmission Ltd. (Nova)

Le 7 mai, le GTNO a déposé une plainte pour solliciter un redressement en rapport avec le réseau Alberta Pipeline, qui appartient à TransCanada. Le GTNO demande, entre autres, que l'Office exige que le réseau Alberta Pipeline soit déclaré un pipeline fédéral au sens de la Loi sur l'Office national de l'énergie. Nova était auparavant propriétaire et exploitante du réseau, mais depuis qu'elle a fusionné avec TransCanada, c'est cette dernière qui en est propriétaire.

Le GTNW veut s'assurer de la mise en place des arrangements institutionnels nécessaires relativement au transport du gaz naturel pour permettre la mise en valeur des réserves de gaz des Territoires du Nord-Ouest dans des conditions non moins favorables que celles qui président à la mise en valeur des réserves de gaz naturel ailleurs au pays.

Le 29 juin 1999, l'Office a agréé une demande visant à de proroger les délais prévus afin que TCPL puisse déposer une réponse à la plainte, étape qui est requise avant que l'Office décide de la marche à suivre pour régler cette question. L'Office a maintenant répondu au G.T.N.-O. et à TCPL en disant que les délais prévus dans ses Règles de pratique et de procédure ne seront pas appliqués, mais que s'il constate qu'aucun autre progrès n'est réalisé ou que les pourparlers piétinent, il reverra sa position et fixera peut-être des délais appropriés s'il juge pertinent de le faire.

7. 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?

Le 11 mai 1999, l'Office a avisé W&P que les installations construites par Wapella Pipelines Ltd. et Wapella Pipelines Manitoba Inc., telles que raccordées au pipeline Pipestone, formaient à son avis un ouvrage pipelinier intégré. Toutefois, l'Office a également reconnu que l'objet premier du pipeline est de servir de collecteur pour alimenter le pipeline d'Enbridge Pipelines Ltd. (« Enbridge »). De ce fait, et compte tenu de la jurisprudence récente, l'Office estime que seules les installations comprises entre le terminal Red Jacket et l'interconnexion au terminal d'Enbridge à Cromer (Manitoba) peuvent être considérées comme étant de ressort fédéral.

L'Office a établi que pour trancher la question de la compétence à l'égard du réseau pipelinier Wapella, il sera nécessaire de soumettre une demande aux termes de l'article 52 de la Loi sur l'ONÉ en vue d'obtenir un certificat autorisant l'exploitation de la partie du pipeline qui va de Red Jacket à Cromer. L'Office a informé la compagnie qu'il examinera séparément la demande présentée par Pipestone aux termes de l'article 58.

Pour en arriver à cette détermination, l'Office a examiné les observations de W&P et les mémoires de plusieurs procureurs généraux concernant la question constitutionnelle soumise.

Le 31 mai 1999, AEC Suffield a déposé une demande aux termes de l'article 52 de la Loi sur l'ONÉ

Questions relatives au transport, aux droits et aux tarifs

Questions réglées

1. 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 30 avril 1999, l'Office a approuvé une demande datée du 27 novembre 1998 de Foothills Pipe Lines Ltd., au nom des filiales susmentionnées, visant 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 avait délivré une ordonnance provisoire autorisant, pour l'année se terminant le 31 décembre 1999, des budgets provisoires correspondant à 50 % des budget présentés.

2. Foothills Pipe Lines Ltd. (Foothills) - Droits applicables au service interruptible - Zone 9

Le 30 avril 1999, l'Office a approuvé une demande datée du1^er mars 1999 de Foothills visant l'approbation de nouveau droits pour le service interruptible dans la zone 9, soit la partie du réseau Foothills située en Saskatchewan.

Le 26 mars 1999, l'Office avait approuvé à titre provisoire les droits que Foothills avait proposé aux fins du service interruptible dans la zone 9 à partir du 1^er avril 1999.

3. TransCanada PipeLines Limited (TCPL) - Droits provisoires - Remboursement de Great Lakes Gas Transmission Limited Partnership (Great Lakes)

Le 7 juin 1999, l'Office a approuvé une demande de la part de TCPL en vue de faire approuver les droits définitifs exigibles pour le service de transport garanti (TG), le service garanti offert (SGO) et le service de transport assorti de stockage (STS) en 1996, 1997 et 1998. L'Office avait approuvé des droits provisoires à l'égard de ces services en attendant le règlement final de tous les appels visant certains décrets rendus par la Federal Energy Regulatory Commission (FERC), aux États-Unis, relativement à la perception de droits supplémentaires sur le réseau Great Lakes.

Le 19 septembre 1996, l'Office a diffusé sa décision sur la façon dont TCPL devrait repartir le remboursement d'environ 8 millions de dollars (US) qu'elle s'attend à recevoir de Great Lakes au cours d'une période de trois ans commençant en 1996.

Au cours de la période du 1^er novembre 1991 au 30 septembre 1995, TCPL a payé des droits supplémentaires relativement à l'agrandissement de 1989/1990 du réseau Great Lakes. Ces droits supplémentaires avaient été approuvés aux termes d'un décret de la FERC et étaient assumés par les expéditeurs de TCPL par le truchement des droits payés pour le service sur le réseau de TCPL. Toutefois, à la suite d'un appel déposé par TCPL et d'autres expéditeurs de Great Lakes, la US Court of Appeal a ordonné à la FERC de réviser sa décision visant à autoriser la perception de droits supplémentaires à l'égard des projets d'agrandissement de 1989/1990 sur le réseau Great Lakes. Ce changement dans la méthode de calcul des droits a entraîné un remboursement au profit des expéditeurs de Great Lakes, y compris TCPL. La décision de la FERC sur cette question est énoncée dans divers décrets. Toutefois, ces décrets ont été portés en appel et TCPL a demandé que l'Office approuve des droits provisoires pour 1996, 1997 et 1998 en attendant l'issue de ces appels. La US Court of Appeal avait statué sur tous les appels en janvier 1998 et, le 1^er juin 1999, TCPL a demandé que l'Office approuve les droits définitifs applicables aux services TG, SGO et STS en 1996, 1997 et 1998.

4. 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 :

5. Westcoast Energy Inc (WEI) - Droits définitifs de 1999

Le 15 avril 1999, l'Office a approuvé une demande datée du 5 mars 1999, présentée par WEI, concernant les droits définitifs de 1999 applicables aux services de transport TG-3-99).

L'Office a sollicité les commentaires des parties intéressées au sujet de la demande.

Questions à l'étude

6. Enbridge Pipelines Inc. - Natural Gas Liquids (NGL) Méthodologie de conception des droits et accès

Dans sa décision MH-4-96, l'Office a approuvé la demande présentée par PanCanadian Petroleum Limited qui sollicitait l'accès au réseau pipelinier d'Enbridge pour le transport de LGN à partir de Kerrobert (Saskatchewan), et a encouragé la mise au point d'une solution adaptée au marché, qui permettrait d'assurer le libre accès au réseau d'Enbridge à tous les expéditeurs potentiels de LGN. L'Office a donc enjoint Enbridge de déposer un rapport détaillant le déroulement, le contenu et la conclusion de ses discussions avec l'industrie des LGN afin de faciliter cet accès et le dépôt d'une demande dans les plus brefs délais possibles.

Enbridge a déposé la demande en question le 15 mars 1999. La demande est basée sur les points suivants :

Enbridge est d'avis qu'il n'existe pas à l'heure actuelle de soutien suffisant pour justifier la conception d'installations ou d'une méthodologie de conception des droits spécifiques pour le transport du LGN pour donner suite à ce projet. Enbridge est néanmoins prête à poursuivre le projet sous certaines conditions, notamment que les expéditeurs potentiels manifestent un intérêt suffisant pour lui garantir un bénéfice au cours de l'exploitation des installations.

Le 15 avril 1999, l'Office a sollicité les commentaires des parties intéressées au sujet du processus qu'il convenait de suivre pour examiner cette question. Les commentaires devaient indiquer si :

7. Enbridge Pipelines Inc. (Enbridge) - Modification de l'ordonnance sur les droits

Le 1^er juin 1999, Enbridge a demandé à l'Office d'autoriser la modification de l'ordonnance sur les droits TO-1-95 visant le règlement négocié sur les droits conclu entre Enbridge et l'Association canadienne des producteurs pétroliers. La modification demandée vise à refléter une nouvelle méthode de calcul des besoins en recettes pour l'année 1999.

8. ISH Energy Ltd. (ISH) - Enbridge Pipelines (NW) Inc. (Enbridge (NW)) - Tarifs - Plainte

Le 12 mars 1999, ISH a demandé que l'Office examine la procédure de rajustement annuelle finale concernant la répartition du coût total des services aux fins de la détermination des droits définitifs d'Enbridge (NW) pour les années comprises entre 1996 et 1999.

Le 12 avril 1999, l'Office a fait savoir à ISH qu'il se préparait à examiner la demande de la compagnie dans une optique d'avenir mais qu'il ne pouvait pas considérer la demande de façon rétroactive parce que la Loi sur l'Office national de l'énergie n'autorise pas l'établissement des droits de manière rétroactive. L'Office a donc rejeté la demande d'ISH concernant le réexamen des droits appliqués par Enbridge (NW) pour les années 1996, 1997 et 1998 et pour les quatre premiers mois de 1999. Pour la période commençant le 1^er mai 1999, l'Office a décidé de recueillir les commentaires des parties intéressées au sujet de la demande d'ISH.

Dans une lettre en date du 19 avril 1999, Enbridge (NW) a expliqué à l'Office qu'à la suite d'une requête d'Imperial Oil, elle avait commencé à ébaucher des modifications à l'entente relative au pipeline Norman Wells pour faciliter un changement de méthodologie qui va dans le sens de la suggestion qu'ISH a faite dans sa lettre de plainte. Enbridge (NW) a déclaré qu'une fois les modifications terminées, elle avait l'intention d'obtenir les vues de ses expéditeurs et des autres personnes intéressées, puis de présenter une demande à l'Office pour faire modifier la méthodologie, s'il y a lieu.

Le 7 mai 1999, l'Office a décidé d'autoriser Enbridge (NW) de suivre la démarche exposée ci-dessus.

Le 21 juin 1999, l'Office a approuvé une demande de la part d'Enbridge (NW) visant à reculer d'un mois, soit du 30 juin au 30 juillet, la date limite fixée pour le dépôt des modifications à la méthodologie qui sera utilisée pour calculer les droits définitifs.

9. TransCanada PipeLines Limited (TransCanada) - Droits pour 1999

Le 28 mai 1999, TransCanada a déposé une demande visant l'approbation des droits pour 1999. TransCanada a aussi demandé que les droits proposés dans la demande soit approuvés comme droits provisoire à partir du 1^er juin 1999. Le 31 mai 1999, l'Office a approuvé la demande visant des droits provisoires.

L'Office a sollicité les commentaires des parties intéressées concernant la demande.

10. PanCanadian Petroleum Limited - Demande de transport de condensat

Questions pionnières

1. Activités dans les régions pionnières au cours du deuxième trimestre de 1999

a) Pétrolière Impériale Ressources Limitée a reçu l'autorisation de procéder aux activités suivantes à Norman Wells :

i) construction d'installations pour 1999 conformément à l'alinéa 5(1)b) de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (LOPC) (autorisation accordée le 4 avril 1999) ;
ii) 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 12 avril 1999);

iii) essai de la conduite d'écoulement commune, suivant le paragraphe 43(2) du RPREPGC (autorisation accordée le 11 avril 1999).

b) Inuvialuit Petroleum Corporation a reçu les autorisations suivantes :

i) Déclaration de découverte importante, conformément à l'article 28.2, partie II.1, de la Loi sur l'Office national de l'énergie et à l'article 25, partie IV, de la Loi fédérale sur les hydrocarbures (LFH) (autorisation accordée le 18 juin 1999);
ii) exécution des travaux de production, conformément à l'article 9 du RPREPGC (autorisation accordée le 30 juin 1999).

c) Ranger Oil Limited a reçu l'autorisation de modifier les conditions d'un puits, conformément à l'alinéa 80 1)b) du Règlement concernant le forage de puits de pétrole et de gaz naturel au Canada (RFPPGNC), pour le puits Ranger Fort Liard P-66A (autorisation accordée le 18 juin 1999).

d) Ranger Oil Limited et Canadian Forest Oil Ltd. ont soumis une demande d'approbation d'un plan de développement conformément a l'article 5.1 4) de LOPC (autorisation accordée le 1^er avril 1999).

e) Le 1^er avril 1999, Chevron Canada Resources et partenaires ont déposé une demande d'approbation d'un plan de développement conformément a l'article 5.1 4) de LOPC.

f) Approbation d'une demande de Canadian Forest Oil concernant l'« enregistrement de la cessation d'exploitation d'un puits », accordée suivant l'article 184 du RCFFPPGNC (autorisation accordée le 26 mai 1999).

g) Huit nouvelles demandes d'autorisation d'opérations géologiques, géophysiques ou géotechniques ont été reçues. Une demande a été retirée et trois demandes ont été approuvés aux termes de l'article 5 de la LOPC :

Compagnie	Région	Date
Chevron Canada	Flett Creek	30 juin 1999
Chevron Canada	Franklin Mts.	30 juin 1999
Canadian Forest Oils	Mackenzie Mts.	30 juin 1999

Appels

Appels en instance

1. 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 1998, 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.

2. 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.

3. 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.

En avril, M&NP a déposé auprès de la Cour suprême du Canada une demande d'autorisation d'interjeter appel du jugement sus mentionné. Aucune décision a été diffusé concernant cette demande.

4. Rocky Mountain Ecosystem Coalition (RMEC) c. l'Office national de l'énergie (ONÉ), le procureur général du Canada, représentant le ministre de l'Agriculture, le ministre des Pêches et des Océans, le ministre des Ressources naturelles et la ministre de l'Environnement, et Alliance Pipeline Ltd.

Le 11 janvier 1999, la RMEC a présenté deux requêtes en révision à la Division de première instance de la Cour fédérale. Celles-ci visaient des instances de réglementation ayant trait au projet de pipeline d'Alliance, c'est-à-dire une instance concernant un rapport d'étude approfondie établi aux termes de laLoi canadienne sur l'évaluation environnementale(LCÉE) et une instance de réglementation tenue en vertu de la Loi sur l'ONÉ. La première requête consistait à obtenir un mandamus contre l'Administration du rétablissement agricole des Prairies ainsi que le ministère des Pêches et des Océans aux motifs que ces organismes n'avaient pas mené une évaluation environnementale tel que l'exige la LCÉE. La deuxième requête visait à faire infirmer la décision de l'ONÉ pour des motifs de justice naturelle.

Le 5 juillet 1999, la Division de première instance de la Cour fédérale a entendu une motion du procureur général du Canada voulant que les deux requêtes soient rejetées. La Cour a réservé son jugement sur cette motion.

5. British Columbia Wildlife Federation et Steelhead Society of British Columbia (BC Wildlife et al) c. British Columbia Hydro and Power Authority (BC Hydro)

La BC Wildlife et al a demandé à la Cour d'appel fédérale l'autorisation d'interjeter appel d'une décision de l'Office, datée du 6 janvier 1999, qui consistait à délivrer un permis d'exportation à BC Hydro pour lui permettre de contracter certains arrangements pour l'exportation d'électricité. La Cour a autorisé l'appel et un avis d'appel a été signifié à l'Office le 19 mai 1999.

6. Première nation des hipewyan d'Athabasca c. British Columbia Hydro and Power Authority

La Première nation des Chipewyan d'Athabasca a demandé à la Cour d'appel fédérale l'autorisation d'interjeter appel d'une décision de l'Office, datée du 6 janvier 1999, suivant laquelle un permis d'exportation a été délivré à BC Hydro pour lui permettre de contracter certains arrangements pour l'exportation d'électricité. La Cour a autorisé l'appel et un avis d'appel a été signifié à l'Office le 1^er juin 1999.

7. Vernon Smith c. Alliance Pipeline Limited et l'Office national de l'énergie

Le 4 mai 1999 a été signifié à l'Office le dossier d'une motion visant à obtenir l'autorisation d'interjeter appel d'une lettre de décision de l'Office, datée du 13 mars 1999, relativement à une opposition déposée par M. Smith à l'égard du tracé détaillé du projet de pipeline d'Alliance. M. Smith a aussi demandé à la Cour d'appel fédérale de suspendre l'audience sur le tracé détaillé en attendant l'issue de l'appel. En juin 1999, un avis de désistement d'action a été transmis à l'Office pour qu'il donne son consentement.

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 remplacera l'actuel RPT par un règlement révisé. L'Office a sollicité 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 l'Association canadienne de normalisation.

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.

Le 22 avril 1999, l'Office a pris le RPT. Le RPT sera envoyé au ministre des Ressources naturelles puis au Gouverneur en conseil afin d'être approuvé et publié dans la partie II de la Gazette du Canada.

Afin de mettre à jour et finaliser les Lignes directrices associées au RAPT, l'Office poursuit des discussions entamées avec les parties intéressées. L'Office prévoit mettre la dernière main aux lignes directrices avant le 1^er août 1999, la date prévue pour l'entrée en vigueur du RPT.

3. Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada (« le Règlement ») et note d'orientation

Le 24 juin 1999, l'Office a diffusé pour commentaires par les parties intéressées, d'ici le 31 juillet 1999, une ébauche du Règlement et la note d'orientation complémentaire.

En mettant à jour la réglementation sur la sécurité dans les domaines qui relèvent de sa compétence, l'Office a entrepris, entre autres, la révision du règlement sur les opérations de plongée. Le règlement actuel est désuet sur le plan technique et de caractère normatif. Pour le remplacer, l'Office propose un nouveau Règlement axé sur les buts. Au lieu d'expliciter divers aspects des opérations de plongée, le nouveau Règlement attribue aux exploitants la responsabilité d'élaborer les spécifications et les procédures du plan de plongée et de montrer qu'elles répondent aux objectifs du Règlement. On encourage l'utilisation des normes et procédures généralement reconnues, comme celles de l'Association canadienne de normalisation, pour satisfaire aux objectifs du Règlement. La note d'orientation complémentaire est claire et offre des conseils pratiques et des suggestions sur la façon de se conformer au Règlement.

L'Office est d'avis que cette approche responsabilise davantage l'industrie et favorise la souplesse, l'efficacité et la possibilité d'adopter plus rapidement des techniques améliorées liées aux opérations et à la sécurité.

4. 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.

5. Règlement sur les usines de traitement d'hydrocarbures (RUTH)

Le 19 mai 1999, l'Office a publié un avant-projet du RUTH pour fins de consultation externe. Lorsque le RUTH sera promulgué, il régira la conception, la construction, l'exploitation, l'entretien et la cessation d'exploitation des usines de traitement d'hydrocarbures qui appartiennent à des compagnies de ressort fédéral et sont exploitées par celles-ci, et dont la fonction est intégrale en ce qui touche le transport. Actuellement, cesinstallations sont réglementées en vertu du Règlement sur les pipelines terrestres.

6. Règlement sur le recouvrement des frais

Le 5 mai 1999, l'Office a diffusé aux parties intéressées les changements qu'il propose d'apporter au Règlement sur le recouvrement des frais afin de recueillir leurs commentaires à ce sujet. En vertu du Règlement, l'Office recouvre la majorité de ses frais de fonctionnement auprès des compagnies qu'il réglemente. Le Règlement est en vigueur depuis 1991. Dans son rapport au Parlement en date de septembre 1998, le vérificateur général a recommandé que l'Office réexamine le Règlement.

Au cours des derniers mois, des entretiens ont eu lieu entre l'Office et les compagnies réglementées par l'intermédiaire du Comité de liaison sur le recouvrement des frais. Le Comité a conclu que l'industrie était fondamentalement satisfaite du Règlement existant et qu'elle préférerait n'y apporter que des changements mineurs en réponse aux préoccupations particulières soulevées.

Les parties intéressées devaient présenter leurs observations au plus tard le 18 mai 1999.

7. 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 :

Autre question

L'Énergie au Canada, offre et demande jusqu'à 2025

Le 30 juin 1999, l'Office a diffusé son rapport intitulé mentionné en rubrique. Le rapport contient une analyse des tendances, enjeux et développements énergétiques qui influeront sur le Canada pendant les vingt-cinq prochaines années. La fiche d'information ci-jointe présente les principales tendances et les enjeux liés aux perspectives énergétiques à long terme pour le Canada.

Au cours de la préparation du rapport, l'Office a tenu des consultations publiques afin d'obtenir les points de vue des parties intéressées. Ces consultations ont eu lieu en avril 1998 et en février 1999 à Calgary, Ottawa, Toronto, Montréal, Halifax, St. John's, Vancouver et Régina.

Questions administratives

Membre de l'Office

M. Cecil Mervin Ozirny a été nommé membre temporaire de l'Office pour un autre mandat qui prendra fin le 30 novembre 1999. M. Ozirny est membre temporaire de l'Office depuis le 31 octobre 1997.

Discours

Documents publiés entre le 1^er avril et le 30 juin 1999

Motifs de décision

Rapport

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

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, 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

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 Canadaet 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.

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