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Rapport annuel 2007

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Rapport annuel 2007 [PDF 5903 ko]

Buts de l'Office national de l'énergie

But 1
Les installations et activités réglementées par l'ONÉ
sont sûres et sécuritaires, et perçues comme telles.

But 2
Les installations réglementées par l'ONÉ sont construites
et exploitées de manière à protéger l'environnement
et à respecter les droits des personnes touchées.

But 3
Les Canadiens et Canadiennes profitent d'une
infrastructure et de marchés énergétiques efficients.

But 4
Dans l'exécution de son mandat, l'ONÉ bénéficie
d'une participation efficace du public.

But 5
L'ONÉ produit de bons résultats par l'exercice d'un leadership
novateur et la mise en oeuvre de processus efficaces.

Plan stratégique 2007-2010 de l'Office national de l'énergie

Vision
L'ONÉ participe en partenaire actif, efficace et averti au développement responsable du secteur énergétique du Canada, au profit de la population canadienne.

Raison d'être
Promouvoir, dans l'intérêt public^[*] canadien, la sûreté et la sécurité, la protection de l'environnement et l'efficience de l'infrastructure et des marchés énergétiques, en s'en tenant au mandat conféré par le Parlement au chapitre de la réglementation des pipelines, de la mise en valeur des ressources énergétiques et du commerce de l'énergie.

[*] NOTA : Consulter notre Plan stratégique le plus récent pour voir nos raison d'être, vision, buts, valeurs et stratégies.

Valeurs
À l'ONÉ, nous aspirons à l'excellence dans toutes nos activités. L'atteinte de l'excellence à l'ONÉ passe par l'engagement de l'organisation, et de chaque employé, vis-à-vis de trois valeurs primordiales :

• Intégrité : être juste, transparent et respectueux
• Leadership en matière de réglementation : être souple, proactif et innovateur
• Responsabilisation : s'appuyer mutuellement et tenir chacun responsable de la production opportune de résultats de qualité, dans l'intérêt public canadien.

Stratégies

• Améliorer les processus de réglementation
• Renforcer la capacité et la culture de l'ONÉ
• Renseigner les Canadiens sur les marchés énergétiques

Lorsque je jette un regard rétrospectif sur l'année 2007, je vois une organisation qui fonctionne à plein régime pour servir les Canadiens et Canadiennes désireux de jouer un rôle dans le travail de l'Office national de l'énergie ou ayant besoin de le faire. J'ai aussi été témoin de la détermination des membres et du personnel à vouloir sans cesse améliorer le fonctionnement de l'organisation.

Au fil des mois, les répits ont été peu nombreux. Les enjeux et les questions que nous devons trancher sont toujours plus complexes. De plus en plus de gens s'intéressent à l'expansion du secteur énergétique et au rôle de l'Office dans la protection de l'intérêt public. Les Canadiens et Canadiennes sont mieux renseignés sur ce que fait le gouvernement et sur la façon dont les décisions qui sont prises relativement à l'énergie influent sur leur qualité de vie. Témoins des sommets que le prix du pétrole brut a atteints, ils souhaitent aussi ardemment connaître le fonctionnement des marchés énergétiques.

Nous maintenons l'accent sur l'équité et la transparence dans les nouveaux éléments et les nouveaux enjeux portés à notre attention par un grand nombre de Canadiens et Canadiennes. Ainsi, en octobre 2007, nous avons créé l'Initiative de consultation relative aux questions foncières (ICQF) pour nous donner un forum où toutes les parties intéressées et l'Office pourront dialoguer et trouver des solutions qui favorisent de solides liens de collaboration entre les propriétaires fonciers, les entreprises oeuvrant dans le secteur de l'énergie et les autres parties.

L'Office s'efforce d'améliorer ses processus de réglementation et de rendre des décisions de grande qualité et en temps opportun, dans l'intérêt public canadien. En décembre, nous avons lancé un projet pilote pour tester un nouveau système de demande qui est plus efficient sur le plan réglementaire et qui fait la promotion de la sécurité, de la sûreté et de la protection de l'environnement. Le processus proposé permettra aux sociétés qui répondent à certains critères de présenter leur demande sans avoir à passer par un processus détaillé. Cette initiative s'appuie sur la démarche axée sur le cycle de vie fondée sur le risque, en ce que les exigences pour une demande seront adaptées aux risques et à la complexité du projet, ainsi qu'à l'intérêt du public pour un projet.

Cette démarche est liée au rendement de l'entreprise réglementée et à l'ampleur de la supervision nécessaire tout au long du cycle de vie d'un projet. Elle est fidèle à l'orientation de l'Office, qui est axée sur les buts, et permet à celui-ci de consacrer ses ressources là où elles ont le plus de valeur.

Nous travaillerons étroitement avec les autres organismes de réglementation afin de coordonner nos activités et d'éviter les chevauchements et les tracasseries réglementaires inutiles. Le nouveau Bureau de gestion des grands projets (BGGP) a été mis sur pied par le gouvernement fédéral pour simplifier l'examen des grands projets de ressources naturelles, tout en protégeant ou renforçant les normes d'application de la réglementation canadienne. Nous appuyons cette initiative sans équivoque et nous continuerons d'y participer activement.

Les questions énergétiques jouent un rôle de plus en plus important dans la vie des Canadiens et Canadiennes et dans l'économie, incitant un nombre grandissant à se tourner vers l'Office pour obtenir des renseignements objectifs, exacts et opportuns sur le secteur énergétique au Canada. Publié en novembre 2007, le rapport intitulé L'avenir énergétique du Canada est une étude exhaustive et à long terme de celui-ci sous divers angles, dont ceux de l'offre et de la demande, des prix, de l'économie et de l'environnement. Pour ce projet, notre équipe a consulté des experts de partout au Canada, dont elle a tenu compte des conseils, et intégré les points de vue dans le rapport. Cette étude, ainsi que nos perspectives saisonnières en matière d'énergie, nos évaluations du marché de l'énergie, nos prévisions, nos aperçus de la situation énergétique et nos commentaires sur les prix de l'énergie renseigneront les Canadiens et Canadiennes au moment où s'amorcent des discussions et des débats inévitables sur l'avenir énergétique du Canada et la qualité de vie au pays.

Tout au long de 2007, j'ai été ébahi par le dévouement de notre personnel, qui cherche constamment des moyens pour améliorer nos façons de faire. La notion de « rapprochement » - c'est-à-dire le fait de se rencontrer souvent, de discuter et de travailler à l'atteinte d'objectifs communs - décrit l'esprit du milieu de travail comme je le perçois. J'estime que l'une de mes tâches essentielles, à titre de président, est de travailler à l'instauration d'un climat de travail où les gens partagent leurs idées et apprennent, où ils s'épanouissent sur le plan professionnel et où ils gèrent leur charge de travail d'une manière qui favorise un juste équilibre travail-vie.

En terminant, je souhaite saluer tout notre personnel et les membres pour leur dévouement et leur volonté à mettre en pratique nos valeurs que sont l'intégrité, le leadership en matière de réglementation et la responsabilisation. Je tiens aussi à remercier M. Ken Vollman, notre ancien président, qui a pris sa retraite en juin, après 33 années de service à l'Office. Alors jeune ingénieur, M. Vollman est arrivé à l'ONÉ en 1973 et il a gravi tous les échelons. Pour ne citer que deux de ses nombreuses réalisations, mentionnons que sous sa direction, l'Office est devenu un organisme de réglementation axé sur les buts et qu'il s'est fait le promoteur de la culture d'excellence qui caractérise l'Office aujourd'hui.

À l'Office national de l'énergie, nous partageons cet engagement dans l'amélioration constante. Pour l'avenir, je peux dire avec confiance que nous serons prêts à saisir les occasions qui se présenteront.

Le président et premier dirigeant de l'Office national de l'énergie,

Gaétan Caron

UN CHEF DE FILE RESPECTÉ DANS LA RÉGLEMENTATION DE L'ÉNERGIE

L'Office national de l'énergie (l'Office ou l'ONÉ) est un organisme fédéral indépendant dont la raison d'être est de promouvoir la sécurité et la sûreté, la protection de l'environnement et l'efficience économique dans l'intérêt public canadien, en s'en tenant au mandat que le Parlement lui a conféré au chapitre de la réglementation des pipelines, ainsi que de la mise en valeur et du commerce des ressources énergétiques. L'Office a été créé en 1959. Ses activités sont financées à 90 % par l'industrie de l'énergie qu'il réglemente et à 10 % par le gouvernement. Il rend compte au Parlement par l'intermédiaire du ministre des Ressources naturelles.

Environ 45 000 kilomètres de pipelines s'étendant d'un bout à l'autre du Canada sont assujettis à la réglementation de l'Office. En 2007, ces installations ont transporté pour plus de 104^[2] milliards de dollars de pétrole brut, de produits pétroliers, de liquides de gaz naturel et de gaz naturel. On estime que les coûts de transport de tous ces produits se sont élevés à 4,4 milliards de dollars.

[2] Chiffre fondé sur les débits annuels et la moyenne annuelle pondérée du prix des produits.

La Loi sur l'Office national de l'énergie (la Loi sur l'ONÉ) définit les principales attributions de l'Office, qui consistent entre autres à réglementer :

• la construction et l'exploitation des pipelines qui franchissent des frontières internationales ou les limites d'une province, de même que les droits et tarifs de transport s'y rapportant;
• la construction et l'exploitation de lignes internationales de transport d'électricité et de lignes interprovinciales désignées de ressort fédéral;
• les importations et exportations de gaz naturel, les exportations de pétrole, de liquides de gaz naturel (LGN) et d'électricité;
• certaines activités liées à l'exploration gazière et pétrolière sur des terres domaniales et dans les régions extracôtières qui ne sont pas assujetties à une entente de gestion fédérale-provinciale.

L'Office exerce d'autres fonctions de réglementation aux termes de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (LOPC) et de certaines dispositions de la Loi fédérale sur les hydrocarbures (LFH), en ce qui concerne l'exploration et la production gazières et pétrolières dans les régions pionnières et certaines zones au large des côtes Est, Ouest et Arctique du Canada.

L'Office a aussi des responsabilités environnementales en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (LCÉE) et de la Loi sur la gestion des ressources de la vallée du Mackenzie (LGRVM). En outre, le ministre du Travail nomme des inspecteurs de l'Office comme agents de santé et de sécurité afin d'assurer le respect de la partie II du Code canadien du travail, dans la mesure où ses dispositions s'appliquent aux installations et activités réglementées par l'Office.

L'Office surveille les aspects de l'offre et de la demande, de la production, de la mise en valeur et du commerce des ressources énergétiques qui relèvent du gouvernement fédéral. Il fournit également des renseignements sur l'énergie en publiant des rapports et en faisant des présentations au public, qui sont d'ailleurs disponibles sur son site Web.

En vertu de son mandat, l'Office est chargé d'offrir une expertise technique à l'Office Canada-Terre-Neuve-et- Labrador des hydrocarbures extracôtiers (OCTHE), à l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers (OCNHE), ainsi qu'à Ressources naturelles Canada (RNCan) et à Affaires indiennes et du Nord Canada (AINC).

L'Office peut, de son propre chef, tenir des enquêtes, mener des études sur des aspects particuliers du secteur énergétique et produire des rapports à l'intention du Parlement, du gouvernement fédéral et du grand public. Sur demande, l'Office conseille le ministre de Ressources naturelles Canada, ainsi que d'autres ministres, ministères et organismes gouvernementaux.

L'Office est une cour d'archives qui détient les pouvoirs d'une cour supérieure. La Loi sur l'ONÉ prévoit la nomination d'un maximum de neuf membres permanents de l'Office, appuyés d'un personnel d'environ 300 personnes, dont des analystes financiers et de marchés, des spécialistes de l'environnement et des terres, des socioéconomistes, des ingénieurs, des géologues et des avocats. En général, les audiences publiques se déroulent devant trois membres, ce qui représente un quorum à l'Office, dont un préside l'audience. Les décisions relatives à la réglementation et les motifs de celles-ci sont diffusés à titre de documents publics.

Le lecteur trouvera d'autres renseignements sur l'Office et ses activités dans Internet à l'adresse www.one-neb.gc.ca.

Figure 1 - Zones administratives des régions pionnières

Construction du doublement d'ancrage TMX, de 151 kilomètres de long, dans le parc national Jasper. Photo prise par Richard Turner, spécialiste technique de l'exploitation à l'Office national de l'énergie.

Pour remplir son mandat, l'Office fait appel à une stratégie de réglementation axée sur les buts, des processus réglementaires clairs et prévisibles, des systèmes de gestion de la qualité efficaces, ainsi que la coopération d'autres ministères et organismes gouvernementaux.

ACTIVITÉS DE RÉGLEMENTATION

En 2007, l'Office a étudié des demandes concernant de nouvelles installations pipelinières, des dépôts de droits et tarifs, des lignes internationales de transport d'électricité, des activités dans les régions pionnières et des demandes de modification d'ordonnances d'importation et d'exportation à court terme. Voici un résumé de ces activités.

Certificats, ordonnances, permis et demandes approuvés en 2007

• 483 certificats, ordonnances, permis et lettres d'approbation

Construction et exploitation de pipelines et de lignes de transport d'électricité en vertu des parties III et III.1 de la Loi sur l'ONÉ

• 53 ordonnances et permis

Droits et tarifs pipeliniers en vertu de la partie IV de la Loi sur l'ONÉ

• 13 ordonnances

Exportations et importations de gaz naturel, de pétrole brut, de liquides de gaz naturel et d'électricité en vertu de la partie VI de la Loi sur l'ONÉ

• 378 ordonnances et permis

Activités d'exploration et de production dans les régions pionnières en vertu de la LOPC

• 47 demandes approuvées

Activités dans les régions pionnières en vertu de la LFH

• 3 déclarations de découverte importante

Instances

• 12 audiences publiques
• 39 jours d'audience publique

Surveillance de la conformité

• 25 inspections durant la construction de projets
• 24 inspections de pipelines et d'installations en exploitation
• 3 incidents ayant nécessité l'intervention sur place du personnel de l'Office
• 19 inspections des lieux de travail en vertu du Code canadien du travail
• 4 vérifications financières
• 4 vérifications des systèmes de gestion

Programme de règlement des plaintes des propriétaires fonciers

• 18 dossiers de propriétaires traités

 

En 2007, l'Office a collaboré avec le ministère de la Justice afin d'élaborer ou de modifier plusieurs règlements, dont :

• le projet de Règlement sur la prévention des dommages;
  
• le nouveau Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada (qui est axé sur les buts et qui fusionne le Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz au Canada et le Règlement sur la production et la rationalisation de l'exploitation du pétrole et du gaz au Canada. Ces règlements sont élaborés en collaboration avec RNCan, AINC, l'OCTHE, l'OCNHE, le ministère de l'Énergie de la Nouvelle-Écosse et le ministère des Ressources naturelles de Terre Neuve-et-Labrador. Ils garantissent l'application d'une approche réglementaire commune à l'égard des activités menées dans les zones extracôtières, les Territoires du Nord-Ouest et le territoire du Nunavut);
  
• la publication dans la Gazette du Canada, Partie I, de projets de règlements de désaffectation. (Ces modifications au Règlement de 1999 sur les pipelines terrestres et au Règlement sur les usines de traitement sont proposées pour corriger une lacune dans la réglementation que l'Office national de l'énergie a constatée. Actuellement, le Règlement sur les pipelines terrestres ne comporte aucune exigence pour la société qui prévoit la cessation permanente de l'exploitation d'un pipeline ou d'une partie de ses installations, s'il n'y a pas d'interruption de service.

NORMES DE L'INDUSTRIE

L'ONÉ, en partenariat avec l'industrie, le gouvernement et d'autres parties prenantes, a participé à un large éventail d'initiatives visant à définir des normes consensuelles, des pratiques exemplaires et des approches communes dans les domaines de la sécurité, de la sûreté et de l'environnement. Le personnel de l'ONÉ siège - ou préside - à divers comités techniques chargés d'élaborer et d'actualiser les normes de l'Association canadienne de normalisation qui se rapportent aux pipelines. L'ONÉ est également membre du Canadian Pipeline Environment Committee et de l'Association canadienne des membres des tribunaux d'utilité publique, dont la présidence est actuellement assurée par le président de l'ONÉ, M. Gaétan Caron.

L'Office national de l'énergie continue de collaborer avec le secteur de l'énergie, le gouvernement et les autres organismes dans le but de simplifier les processus réglementaires, de réduire le plus possible, voire d'éliminer, les chevauchements et, le cas échéant, d'accélérer le traitement des demandes. Dans un contexte de changements incessants, de ressources limitées et d'augmentation du nombre et de la complexité des besoins en matière d'infrastructure énergétique, l'Office reste déterminé à s'assurer que le développement est responsable et dans l'intérêt de la population.

Des échanges proactifs et transparents entre les promoteurs des projets et le grand public peuvent améliorer considérablement le processus d'examen des demandes. Le Guide de dépôt de l'ONÉ fournit des instructions sur les renseignements qu'une société doit fournir lorsqu'elle saisit l'Office d'une demande. La consultation de la population constitue une exigence clé.

Il importe que les promoteurs d'un projet amorcent la communication bien avant le dépôt de leur demande. Nous invitons les demandeurs éventuels et les intervenants à rencontrer des membres du personnel de l'Office pour s'assurer de bien comprendre les exigences de notre Guide et nos processus. En ce qui a trait à la consultation, nous exigeons que la demande renferme les renseignements suivants :

• les principes et les buts du programme de consultation;
• la conception du programme de consultation;
• les résultats des consultations.

Selon l'objet de la demande et le degré d'intérêt public, l'Office peut en faire l'examen dans le cadre d'une audience orale ou écrite ou d'un autre processus. Lorsqu'une demande est approuvée et qu'elle est jugée conforme à l'intérêt public, l'Office autorise la réalisation du projet par la délivrance d'une ordonnance, qui peut comporter des conditions à respecter pour le demandeur durant la réalisation du projet. Grâce à une panoplie d'outils post-décision, comme des inspections et des vérifications, l'Office peut vérifier le respect des règlements applicables, des engagements pris par la société et des conditions imposées.

En 2007, l'Office a reçu 152^[3] demandes de sociétés réglementées, dont 90 demandes aux termes de la LOPC ayant pour objet des activités d'exploration et de production dans des régions pionnières.

[3] Ce nombre ne comprend pas les demandes relatives à des ordonnances d'exportation et d'importation à court terme.

POINTS SAILLANTS DES DEMANDES VISANT UN PIPELINE

L'ONÉ s'efforce d'être un partenaire actif, efficace et averti dans le développement responsable du secteur énergétique du Canada, au profit de la population canadienne. L'industrie joue également un rôle de premier plan dans ce partenariat, en présentant des projets qui ont une valeur commerciale. Pour un projet de pipeline, cela comprend :

• la preuve de l'existence d'approvisionnements et de marchés;
• la preuve que des expéditeurs s'engageront à utiliser le pipeline;
• la preuve de la faisabilité économique du projet; et
• la volonté d'aborder franchement les questions d'intérêt public qui vont de pair avec tout projet de mise en valeur des ressources naturelles, en particulier les aspects environnementaux et socioéconomiques.

Projet gazier Mackenzie - GH-1-2004

En octobre 2004, l'ONÉ a été saisi de cinq demandes, présentées par Imperial Oil Resources Ventures Limited, le Mackenzie Valley Aboriginal Pipeline Limited Partnership, la Pétrolière Impériale Ressources Limitée (Pétrolière Impériale), ConocoPhillips Canada (North) Limited, ExxonMobil Canada Properties et Shell Canada Limitée, concernant la construction et l'exploitation du projet gazier Mackenzie (PGM) dans le nord du Canada. Il s'agit d'un projet de 16,2 milliards de dollars visant la mise en valeur et le transport de gaz naturel et de liquides de gaz naturel du delta du Mackenzie jusqu'au marché. L'Office a délivré l'ordonnance d'audience GH-1-2004 concernant les demandes relatives au PGM le 24 novembre 2004.

Tout au long de 2005, l'Office a organisé des séances d'information et des conférences de planification d'audience dans de nombreuses localités situées le long du tracé proposé, afin d'expliquer le projet et d'inviter les personnes intéressées à intervenir. En 2006, le volet probatoire de l'audience publique a été entrepris. Il s'est déroulé dans 15 collectivités des Territoires du Nord-Ouest et du nord de l'Alberta, pour un total de 47 jours d'audience.

Le 5 février 2007, l'Office a sollicité les commentaires des parties à l'audience au sujet de la liste des conditions proposées. Les 10 et 11 octobre 2007, l'Office a tenu une séance d'audience orale à Yellowknife afin d'examiner la preuve à jour versée au dossier de l'instance GH-1-2004.

La procédure d'audience de l'Office est coordonnée avec l'examen des répercussions socioéconomiques et environnementales mené par la Commission d'examen conjoint (CEC). M. Rowland Harrison, membre de l'Office, a été nommé membre de la CEC en 2004. Après la publication du rapport de la CEC, attendu en 2008, et celle du rapport de M. Harrison à l'Office, ce dernier complétera ses audiences et fera connaître ses motifs de décision.

Au cours de 2007, l'Office a continué de travailler en partenariat avec le Secrétariat du projet de gaz du Nord (SPGN), qui a des bureaux à Inuvik, Norman Wells, Fort Simpson et Yellowknife. Le Secrétariat fournit des ressources logistiques, techniques et administratives à l'Office et à la CEC ainsi qu'à l'Office des terres et des eaux de la vallée du Mackenzie et l'Office des eaux des Territoires du Nord-Ouest lors de leurs audiences publiques portant sur le PGM. Le SPGN est le mécanisme permettant aux divers organismes chargés de l'évaluation environnementale et de l'examen réglementaire du projet gazier Mackenzie, y compris l'Office, de coordonner leurs activités, tout en respectant le besoin de mener des examens indépendants.

Demande de transfert de TransCanada à Keystone - MH-1-2006

Le 5 juin 2006, TransCanada PipeLines Limited (TransCanada) et TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd. (Keystone) ont présenté une demande à l'Office national de l'énergie pour transférer, de TransCanada à Keystone, des installations pipelinières faisant partie du réseau principal de transport de gaz naturel de TransCanada. Keystone a indiqué que, si le transfert des installations était approuvé, elle projetait de convertir au transport du pétrole brut les installations de gaz naturel visées par le transfert. Elle a demandé à l'Office de déclarer que la conversion des installations du gaz au pétrole serait dans l'intérêt public, dans la mesure où il juge aussi que le projet Keystone est d'utilité publique tant pour le présent que pour le futur.

Au terme de l'audience publique relative à la demande qui a eu lieu en octobre et novembre 2006, l'Office a approuvé le transfert et a publié ses motifs de décision le 9 février 2007. Dans ces derniers, l'Office indique que le critère à utiliser pour examiner la demande était l'intérêt public, et non l'absence de préjudice pour les expéditeurs de gaz, comme certains intervenants l'affirmaient. L'ONÉ a aussi jugé la demande conforme à l'intérêt public, précisant que le transfert des installations n'aurait lieu que si la construction et l'exploitation du tronçon canadien du pipeline Keystone étaient acceptées.

Il a également autorisé TransCanada à réduire la base tarifaire du réseau principal au Canada d'un montant équivalant à la valeur comptable nette (VCN) des installations et a approuvé la demande de Keystone, qui souhaitait inclure la VCN dans les comptes du pipeline Keystone au moment du transfert et de les y maintenir par la suite si le pipeline Keystone est mis en service pour le transport de pétrole.

Projet Keystone - OH-1-2007

Au terme de l'audience publique portant sur la demande de transfert d'installations à Keystone et avant que l'Office ne rende sa décision, Keystone a déposé devant l'Office une demande visant les installations du projet Keystone situées au Canada. Le projet comprend la conversion au transport du pétrole brut du gazoduc existant. Le projet d'oléoduc de Keystone permettrait le transport du pétrole brut canadien vers des marchés de la région de Chicago. La portion canadienne du projet Keystone serait constituée d'un oléoduc de 1 235 kilomètres s'étendant de Hardisty, en Alberta, jusqu'aux environs de Haskett, au Manitoba, sur la frontière canado-américaine. Le coût estimatif de ce projet est de 664 millions de dollars et sa capacité nominale serait de 69 200 mètres cubes (435 000 barils) par jour. En juin 2007, l'Office a étudié la demande lors d'une audience publique tenue à Calgary et à Regina. Le 20 septembre, il a rendu sa décision et jugé que le projet Keystone était dans l'intérêt public.

Au cours de l'audience publique, l'Office a décidé de tenir une conférence technique d'une journée afin de recueillir des renseignements supplémentaires sur les aspects liés à l'ingénierie du projet. À cette occasion, l'Office et des membres de son personnel ont principalement interrogé les dirigeants de Keystone sur les travaux de génie, le changement de vocation du pipeline - du transport du gaz à celui du pétrole - l'exploitation du pipeline et la gestion de l'intégrité. Cette rencontre a permis de mieux comprendre les questions d'une grande complexité technique associées à la demande.

Le 23 novembre 2007, Keystone a saisi l'Office d'une autre demande visant à augmenter la capacité du pipeline pour la faire passer à 94 000 mètres cubes (591 000 barils) par jour. L'Office a obtenu les commentaires des parties intéressées et étudie actuellement la demande.

Projet de gazoduc Brunswick d'Emera - GH-1-2006

Le 23 mai 2006, Emera Brunswick Pipeline Company Ltd. (Emera) a saisi l'ONÉ d'une demande d'autorisation pour construire le gazoduc Brunswick proposé. Le gazoduc Brunswick s'étendrait sur une distance de 145 kilomètres, depuis l'installation de gaz naturel liquéfié (GNL) Canaport^MD sise à Mispec Point (Nouveau-Brunswick), à un point situé sur la frontière canado-américaine près de St. Stephen (Nouveau-Brunswick). La demande d'Emera a suscité énormément de réactions du public : plus de 70 parties se sont inscrites comme intervenants à l'audience, l'Office a reçu plus de 180 lettres de commentaires et 19 personnes ont fait des exposés oraux lors du volet oral de l'audience.

Aux termes de l'article 43 de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale, l'Office a pu substituer son propre processus d'audience publique à un processus d'évaluation environnementale par une commission d'examen conjoint. Le rapport d'évaluation environnementale de l'Office, daté du 11 avril 2007, concluait que le projet proposé n'était pas susceptible d'entraîner des effets environnementaux négatifs importants si Emera remplit tous ses engagements sur le plan environnement et si toutes les recommandations de l'Office sont mises en oeuvre. L'Agence canadienne d'évaluation environnementale évalue actuellement le projet pilote de substitution du processus, et son rapport final est attendu en 2008.

Le 31 mai 2007, l'Office a approuvé le projet de gazoduc Brunswick, en indiquant que le gazoduc est nécessaire pour satisfaire les besoins énergétiques présents et futurs des Canadiens et Canadiennes. Il a indiqué que le gazoduc comporte de nombreux avantages ayant une portée nationale ou régionale, tout en reconnaissant que ce sont les collectivités locales qui subiront l'essentiel des inconvénients. Néanmoins, il a conclu que ces derniers pour la collectivité de Saint John seront considérablement réduits par les conditions et les orientations formulées à Emera dans ses motifs de décision.

Demande visant le tracé détaillé du projet de gazoduc Brunswick - MH-3-2007

Le 12 juillet 2007, Emera a déposé devant l'Office national de l'énergie le tracé détaillé du projet de gazoduc Brunswick. Une fois les cartes et les renseignements connexes du tracé détaillé terminés, Emera a signifié un avis de sa demande aux propriétaires fonciers touchés et a publié un avis de celle-ci dans les journaux locaux. Les personnes dont les terres pouvaient être achetées et celles qui croyaient subir des effets néfastes en raison du projet disposaient de 30 jours pour présenter à l'Office des exposés écrits mentionnant leur opposition au tracé et les motifs de leur opposition.

L'Office a reçu 21 exposés écrits d'opposition et a jugé que onze d'entre eux, provenant de sept propriétaires fonciers distincts, remplissaient les exigences de la Loi sur l'ONÉ relativement aux audiences publiques. Les audiences auront lieu à Saint John, au Nouveau- Brunswick, à compter du 28 janvier 2008. Tous les propriétaires fonciers dont l'exposé a été accepté pourront faire connaître leur opposition au meilleur tracé possible du gazoduc, aux méthodes les plus appropriées et au moment convenant le mieux pour la construction du gazoduc, en regard de leurs terres. Entre-temps, l'Office a approuvé les cartes du tracé pour les tronçons du tracé détaillé proposé ayant fait l'objet d'un avis en bonne et due forme aux propriétaires fonciers et non contestés.

Le tracé détaillé proposé comporte trois courts tronçons qui débordent légèrement le corridor général approuvé dans le cadre du projet de gazoduc Brunswick. Ces ajustements ont été faits à la demande de propriétaires fonciers, afin d'éviter de possibles litiges sur l'utilisation des terres et pour réduire le nombre de propriétaires fonciers touchés. L'Office a évalué ces trois tronçons conformément à l'article 21 de la Loi sur l'ONÉ en les considérant comme une variation proposée à sa décision d'approuver le projet de gazoduc Brunswick. L'Office a mené une évaluation environnementale pour les trois variations de tracé proposées, aux termes de la LCÉE. Il a donné à toutes les parties présentes à l'audience originale ainsi qu'au grand public l'occasion de formuler des commentaires sur les variations de tracé proposées. Les personnes qui se sont exprimées ont aussi pu faire des commentaires sur le rapport d'examen environnemental que l'Office a produit. Après analyse de la preuve, l'Office a recommandé au gouverneur en conseil de délivrer une ordonnance modificatrice aux fins d'approuver la variation que représentent les trois sections.

Projet de mise en valeur du gisement de gaz extracôtier Deep Panuke - GH-2-2006

Le 9 novembre 2006, EnCana a déposé une demande auprès de l'Office en vue de la construction et de l'exploitation d'un gazoduc sous-marin de 176 kilomètres de longueur, dans le cadre de son projet de mise en valeur du gisement de gaz extracôtier Deep Panuke. Le gazoduc s'étendrait depuis les installations de production de Deep Panuke, à environ 173 kilomètres au large de la Nouvelle-Écosse, jusqu'à un point de raccordement sur le gazoduc de Maritimes & Northeast Pipeline, près de Goldboro, en NouvelleÉcosse. Le gazoduc permettrait de transporter jusqu'à 8,5 millions de mètres cubes (300 millions de pieds cubes) de gaz naturel non corrosif par jour.

Au même moment où elle présentait sa demande à l'ONÉ, EnCana déposait une demande à l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers (OCNHE), pour le projet Deep Panuke. Dans le but d'éviter les chevauchements, l'Office et l'OCNHE ont décidé de coordonner leurs processus d'examen. L'audience devant un membre de l'Office et un commissaire nommé par l'OCNHE a eu lieu à Halifax, du 5 au 9 mars 2007. L'Office a approuvé la demande, sous réserve de certaines conditions, et a publié ses motifs de décision le 13 septembre 2007. EnCana a annoncé son intention de donner son aval au projet Deep Panuke le 25 octobre 2007.

Accroissement de la capacité entre Alida et Cromer - OH-2-2007

Le projet d'accroissement de la capacité entre Alida et Cromer (ACAC) d'Enbridge Pipelines (Westspur) Inc. vise à construire et à exploiter un pipeline de 60 kilomètres de long pour transporter des liquides de gaz naturel (LGN), depuis le terminal d'Enbridge à Alida, en Saskatchewan, jusqu'à son terminal de Cromer, au Manitoba. Bien que le nouveau pipeline ne transportera pas plus de LGN qu'actuellement, il libérera de la capacité sur un pipeline actuel et permettra à Enbridge (Westspur) de satisfaire les besoins prévus de croissance de la production des champs pétroliers dans le sud et l'est de la Saskatchewan, en augmentant la capacité de livraison de pétrole brut entre Alida et Cromer d'environ 20 %, la faisant passer de 25 000 mètres cubes (157 300 barils) par jour à 29 900 mètres cubes (188 130 barils) par jour.

Dès la réception de la demande portant sur le projet d'ACAC, en janvier 2007, l'Office a procédé à une évaluation préliminaire des risques associés au projet et a établi les échéanciers en conséquence. Les facteurs à prendre en considération étaient l'absence de complexité technique, les conséquences environnementales limitées et le peu d'intérêt de la population. En juin 2007, l'Office a approuvé la demande, sous réserve de certaines conditions, en quatre mois de moins qu'à l'habitude.

Projet Southern Lights d'Enbridge - OH-3-2007

Le 9 mars 2007, Enbridge Southern Lights GP, au nom d'Enbridge Southern Lights LP et d'Enbridge Pipelines Inc., a saisi l'Office d'une demande d'autorisation du projet Southern Lights. Ce projet comporte deux volets : un pipeline de diluant et le remplacement de capacité.

Le projet de pipeline de diluant comprend le transfert de la portion canadienne de la canalisation n^o 13 d'Enbridge Pipelines Inc. à Enbridge Southern Lights LP et son retrait du transport du pétrole brut vers le sud. Le sens d'écoulement de la canalisation n^o 13 serait inversé pour qu'elle puisse transporter le diluant de la frontière canado-américaine, près de Gretna, au Manitoba, à Edmonton, en Alberta. Les diluants sont des liquides pétroliers légers utilisés pour diluer le bitume et le pétrole lourd pour en permettre le transport dans les oléoducs. La canalisation inversée serait le premier pipeline de diluant relevant de l'Office.

Le projet de remplacement de capacité neutraliserait la réduction de la capacité de pétrole brut vers le sud sur le réseau principal d'Enbridge Pipelines Inc. suite à l'inversion du sens d'écoulement de la canalisation n^o 13. Il prévoit la construction d'un pipeline de pétrole brut léger corrosif s'étendant sur une distance de 288 kilomètres, soit de Cromer (Manitoba) à la frontière canado-américaine, près de Gretna, et des modifications à la canalisation n^o 2 d'Enbridge Pipelines Inc.

L'audience devait comprendre des séances orales à Calgary, à Regina et à Brandon au Manitoba afin de faciliter la participation des groupes autochtones et des groupes de propriétaires fonciers. Cependant, grâce à des efforts de consultation et de négociation entre les demandeurs et diverses parties prenantes, certaines parties sont parvenues à une entente et, en conséquence, se sont retirées de toute participation subséquente au processus d'audience. Dans ces circonstances, l'audience qui avait été prévue à Brandon a été annulée. Des phases orales ont eu lieu les 13 et 14 août à Calgary, les 20 et 21 août à Regina et les 29 et 31 octobre à Calgary. La décision n'a pas encore été rendue.

Projet Alberta Clipper d'Enbridge - OH-4-2007

Le réseau principal d'Enbridge forme le principal moyen pour transporter le pétrole brut du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (BSOC) vers les marchés de l'Est du Canada. L'accroissement de la production provenant des sables bitumineux devrait mener à une hausse de l'approvisionnement émanant du BSOC, d'où la nécessité d'augmenter la capacité de transport à partir de cette région.

Le 30 mai 2007, Enbridge Pipelines Inc. (Enbridge) a demandé à l'Office l'autorisation de construire et d'exploiter le projet d'agrandissement Alberta Clipper et d'autoriser la méthode de tarification qu'elle propose.

La partie en sol canadien du projet supposerait la construction d'un nouveau pipeline de pétrole brut s'étendant sur une distance d'environ 1 078 kilomètres, de Hardisty, en Alberta, à un point sur la frontière canado-américaine près de Gretna, au Manitoba. D'une capacité quotidienne initiale de 71 500 mètres cubes (450 000 barils), l'oléoduc augmenterait la capacité du réseau principal d'Enbridge et lui procurerait plus de souplesse pour satisfaire à la demande des expéditeurs canadiens en quête d'une capacité de transport accrue. Il permettrait également de transporter divers types de pétrole brut. On estime le coût de la portion canadienne du projet à 2 milliards de dollars, et la construction serait terminée à la fin de décembre 2009.

Afin de faciliter la participation des parties touchées à l'extérieur de la région de Calgary, notamment les propriétaires fonciers et les peuples autochtones, l'Office avait prévu tenir une audience orale le 5 novembre 2007 à Brandon, au Manitoba. L'Office a aussi annoncé la tenue d'autres séances dans les semaines suivantes à Saskatoon, à Regina et à Calgary. Cependant, suite à des consultations et des négociations entre Enbridge et diverses parties prenantes, des ententes ont été conclues et bon nombre de parties se sont abstenues de participer davantage au processus d'audience. En conséquence, la phase orale de l'audience sur le projet Alberta Clipper a duré cinq jours et s'est déroulée à Calgary et à Regina. La décision n'a pas encore été rendue.

Projet de prolongement de la canalisation n^o 4 d'Enbridge Pipelines Inc. - OH-5-2007

Le réseau principal d'Enbridge, qui s'étend d'Edmonton à Hardisty, en Alberta, est actuellement constitué de quatre tronçons, tandis que la partie vers l'aval, depuis Hardisty, en comporte cinq. La canalisation n^o 4 actuelle part de Hardisty et transporte le produit vers le sud.

Le 28 juin 2007, Enbridge a demandé à l'Office l'autorisation de construire et d'exploiter un prolongement à la canalisation n^o 4. Ce projet, s'il était approuvé, prolongerait la canalisation n^o 4 sur une distance d'environ 180 kilomètres vers l'amont, de sorte qu'il partirait du terminal d'Enbridge situé à Edmonton. Cet ajout porterait le réseau principal d'Enbridge à cinq tronçons de canalisation vers l'amont de Hardisty. Le projet consisterait en la remise en service de 42,5 kilomètres de canalisation actuellement inutilisée et la construction d'un nouvel oléoduc d'une longueur de 137,5 kilomètres, d'Edmonton à Hardisty. Une fois terminé, le nouvel oléoduc aurait une capacité annuelle moyenne de 140 000 mètres cubes (880 600 de barils) de brut par jour. Une audience publique orale est prévue pour 2008.

Projet de pipeline Redwillow de SemCAMS - GH-2-2008

Le 7 décembre 2007, SemCAMS Redwillow ULC (SemCAMS) a présenté une demande auprès de l'Office national de l'énergie en vue d'obtenir l'autorisation de construire et d'exploiter le pipeline Redwillow. Le projet proposé permettrait de transporter du gaz naturel corrosif sur une distance de 150 kilomètres de terres appartenant à la Couronne en Colombie-Britannique jusqu'en Alberta. Une audience orale publique est prévue pour 2008.

DEMANDES VISANT DES DROITS ET TARIFS

Les droits représentent les prix exigés par une société pipelinière pour le transport de produits et d'autres services sur son réseau. Ils peuvent varier d'une année à l'autre au gré des fluctuations de coûts et des circonstances. Le tarif décrit les modalités suivant lesquelles une société pipelinière offre ou fournit des services, y compris les droits, les règles et règlements, ainsi que les pratiques qui s'appliquent à des services particuliers. Les droits et tarifs des grandes sociétés pipelinières sont établis au terme d'audiences publiques ou de négociations entre les sociétés pipelinières et les expéditeurs. Tous les règlements négociés doivent obtenir l'approbation de l'Office.

Audience relative au point de réception de Gros-Cacouna

Le 17 juillet 2007, l'Office national de l'énergie a approuvé une demande de TransCanada PipeLines Limited (TransCanada) pour recevoir du gaz naturel d'un terminal de regazéification de gaz naturel liquéfié (GNL) proposé à Gros-Cacouna, au Québec, et une demande relative à la méthode de tarification pour le transport à partir de ce nouveau point de réception.

L'Office a approuvé la méthode d'établissement des droits visée par la demande, qui confirme la méthode de tarification intégrée qui est actuellement utilisée sur le réseau intégré de TransCanada. Cette décision signifie que tous les coûts éventuels liés au prolongement du réseau intégré de TransCanada jusqu'à Gros-Cacouna seront intégrés aux coûts du réseau.

Projet d'agrandissement d'Alliance en Colombie-Britannique - GHW-1-2007

Le 28 février 2007, Alliance Pipeline Ltd. (Alliance) a demandé l'autorisation de construire une nouvelle station de compression de 5,7 mégawatts (7 700 HP) ainsi que l'autorisation d'apporter certaines modifications au tarif. La nouvelle station de compression proposée permettrait d'accroître la capacité de réception de la zone Taylor- Aitken Creek (TAC) dans le nord est de la Colombie- Britannique. Les modifications demandées au tarif de transport d'Alliance comprennent un nouveau service exclusif de réception (SER) pour l'augmentation de la capacité dans la zone TAC et l'inclusion de droits pour le service de réception secondaire au titre du SER, afin de favoriser la poursuite de l'utilisation élevée de la capacité disponible du SER.

L'Office a établi une marche à suivre par écrit qui permettait les demandes de renseignements, le dépôt d'éléments de preuve et la présentation d'une plaidoirie. La demande a été approuvée le 11 septembre 2007.

Demande tarifaire pour la canalisation n^o 9 d'Enbridge - Ordonnance RH-2-2007 et ordonnances connexes

Le 11 avril 2007, Enbridge Pipelines Inc. a présenté une demande à l'Office national de l'énergie sollicitant une augmentation des droits exigés des expéditeurs qui utilisent sa canalisation n^o 9 d'une longueur de 849 kilomètres. La canalisation n^o 9, dont le service vers l'ouest a commencé en 1999, transporte des liquides pétroliers de Montréal, au Québec, à Sarnia, en Ontario, puis à Corunna, aussi en Ontario. Enbridge a déclaré que la hausse de droits était nécessaire pour couvrir ses besoins en produits sur la canalisation n^o 9. Les droits proposés auraient visé les neuf derniers mois de 2006 et auraient été assujetti à une nouvelle majoration le 1^er janvier 2007.

Dans l'ordonnance d'audience RH-2-2007 délivrée le 27 avril 2007, l'Office a relevé un certain nombre de questions à examiner lors de l'audience, dont la base tarifaire proposée, les besoins en produits, la structure du capital, le coût de l'endettement et le rendement du capital-actions. L'Office a indiqué qu'il étudierait les changements proposés au chapitre de l'amortissement, la question de savoir s'il est raisonnable de recouvrer la valeur de récupération négative et dans quelle mesure et, enfin, l'à-propos d'établir les comptes de reports proposés. La valeur de récupération négative renvoie aux coûts associés à la cessation d'exploitation d'un pipeline, moins le produit de la récupération, au terme de la vie économique utile. La phase orale de l'audience devait commencer le 24 septembre 2007 à Stratford, en Ontario.

Dans une lettre déposée devant l'Office en date du 12 septembre 2007, Enbridge a expliqué qu'elle retirait sa demande parce qu'elle s'était entendue avec la Compagnie pétrolière impériale quant aux modalités d'une nouvelle entente de service de transport sur la canalisation n^o 9. L'Impériale est le plus important expéditeur sur cette canalisation.

Enbridge a également précisé qu'elle déposerait devant l'Office une nouvelle demande tarifaire pour 2008, ainsi qu'une autre demande visant à rendre définitifs les droits provisoires actuels. Dans une lettre datée du 14 septembre, l'Office a indiqué qu'il annulait l'audience prévue.

Le 14 décembre 2007, Enbridge a déposé devant l'Office une nouvelle demande de droits provisoires devant entrer en vigueur le 1er janvier 2008 et reposant sur l'entente conclue avec l'Impériale. L'Office a demandé aux parties intéressées de lui transmettre leurs commentaires sur les points que l'Office devrait aborder, et sur la démarche à suivre pour étudier la demande. Enbridge a indiqué qu'elle déposerait le barème de droits pour la période s'étendant du 1er avril 2006 au 31 décembre 2007 au début de 2008.

Demande d'Alliance Pipeline Ltd. relative aux droits pour 2008

Le 31 octobre 2007, l'Office a reçu une demande d'Alliance Pipeline Ltd. portant sur les droits devant entrer en vigueur le 1er janvier 2008. PPM Energy Canada Ltd. (PECL) s'est opposée aux nouveaux droits le 12 décembre 2007. Elle a demandé qu'une audience publique soit tenue et qu'elle porte sur les coûts sousjacents aux droits canadiens proposés d'Alliance pour 2008, plus particulièrement sur l'augmentation attendue des frais d'exploitation et de maintenance d'Alliance. L'Office a invité les parties intéressées à lui faire part de leurs commentaires sur la demande d'Alliance; il déterminera quel processus de décision est le plus approprié quand il aura reçu la réponse d'Alliance aux commentaires formulés par les parties intéressées, au début de 2008.

Demande de Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. visant à déterminer le coût du capital

Le 17 décembre 2007, Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (TQM) a saisi l'Office d'une demande visant à déterminer le coût du capital à utiliser pour fixer ses droits définitifs pour 2007 et 2008. La demande sollicitait aussi de l'Office une révision de la décision RH-2-94 sur le coût du capital dans la mesure où elle touche TQM seulement. Cette décision renferme la formule utilisée pour calculer le rendement du capital-actions (RCA) à appliquer à TQM pour 1996 et les années subséquentes. TQM a aussi demandé à l'Office d'autoriser l'utilisation d'un RAC de 11 % sur la composante présumée des capitaux propres de la structure du capital de 40 %. Le calcul comprendrait également le coût véritable de l'endettement de TQM. À l'heure actuelle, le RAC approuvé par l'ONÉ en vertu de la formule contenue dans la décision RH-2-94 est de 8,71 % pour 2008 et de 8,46 % pour 2007. La composante présumée des capitaux propres de TQM est de 30 %.

L'Office tiendra une audience publique orale en 2008.

DEMANDES VISANT DES INSTALLATIONS DE TRANSPORT D'ÉLECTRICITÉ

Même si les lignes interprovinciales et internationales de transport d'électricité réglementées par l'ONÉ représentent moins de 1 % de toute l'infrastructure de transport au Canada, ces lignes sont des canaux vitaux pour le commerce de l'électricité entre le Canada et les États-Unis. En plus d'offrir des débouchés commerciaux, elles améliorent la fiabilité des réseaux de productiontransport d'électricité de part et d'autre de la frontière.

Montana Alberta Tie Ltd.

Le 20 décembre 2005, puis, dans une version révisée le 20 octobre 2006, Montana Alberta Tie Ltd. (MATL) a déposé une demande auprès de l'Office sollicitant l'autorisation de construire et d'exploiter une ligne internationale de transport d'électricité (LIT) de 230 kilovolts, de Lethbridge, en Alberta, jusqu'à un point sur la frontière canado-américaine situé à environ 20 kilomètres au sud-ouest de la ville de Milk River, en Alberta.

La demande de MATL visait à obtenir un permis pour construire, puis exploiter, une LIT en vertu d'une disposition précisant que l'Office doit émettre un permis sans tenir d'audience publique. L'Office pouvait cependant recommander au gouverneur en conseil qu'il considère la demande comme un processus de certificat, ce qui forcerait la tenue d'une audience publique au terme de laquelle il pourrait approuver ou refuser la demande.

Dans son examen de la demande, l'Office a reçu des mémoires du grand public, de ministères fédéraux et provinciaux, ainsi que de MATL.

L'Office a décidé qu'il ne recommanderait pas au ministre que le gouverneur en conseil considère la demande de MATL comme un processus de certificat. L'Office a jugé que la construction et l'exploitation de la LIT n'auraient pas de conséquences inacceptables pour les autres provinces et qu'il était peu probable que le projet ait des effets négatifs importants sur l'environnement. Par conséquent, il a approuvé la demande et délivré le permis le 4 avril 2007.

DEMANDES POUR LA REMISE EN ÉTAT DE TERRAINS ET PLAINTES DES PROPRIÉTAIRES FONCIERS

Robert et Donna Siebert - Alliance Pipeline Ltd. - MH-R-1-2007

Le 19 mai 2006, l'Office a rendu une décision concernant la remise en état et la surveillance de la zone où est situé le franchissement de la rivière Bear par le latéral Spirit River d'Alliance et exigeant de cette dernière qu'elle prenne des mesures précises pour lutter contre la matricaire inodore sur les terrains des Siebert, au nord-ouest de Grande Prairie, en Alberta.

Le 20 juin 2006, Alliance a présenté une demande de révision de la décision de l'Office. L'Office a accueilli la demande de révision et a décidé de procéder en deux étapes. Dans un premier temps, il s'est demandé s'il avait le pouvoir légal d'ordonner à Alliance d'exécuter des activités de remise en état sur la portion des terrains des Siebert se trouvant à l'extérieur de l'emprise ou des aires de travail temporaires. Le 20 mars 2007, l'Office indiquait qu'il avait la compétence nécessaire pour obliger Alliance à exécuter des travaux, dans la mesure où ceux-ci servaient à réparer les dommages causés par Alliance.

Dans un deuxième temps, l'Office a décidé de convoquer une audience orale pour examiner les questions encore en litige concernant la remise en état, la cause des dommages et toute mesure corrective requise. L'audience MH-R-1-2007 a eu lieu à Clairmont, en Alberta, les 26 et 27 juin 2007. Elle a été suivie d'une rencontre post-audience entre les deux parties, le 13 août 2007, au cours de laquelle certains points en litige ont été réglés.

En octobre 2007, l'Office a rendu sa décision sur les questions non résolues durant l'audience. Selon lui, il est plus vraisemblable que la matricaire inodore ait été introduite sur les terrains des Siebert par des activités d'Alliance que par d'autres sources possibles. L'Office a jugé qu'Alliance était responsable de surveiller les terrains des Siebert et de sarcler à la main et pulvériser localement les plantes de matricaire inodore. Il a également jugé qu'il incombait à ces derniers de surveiller les terrains, à l'intérieur et à l'extérieur des limites de l'emprise, et de prévenir Alliance s'ils détectent des traces de matricaire inodore. Il a noté qu'il ne s'attend pas à devoir recourir à une audience publique quand les problèmes peuvent être résolus par des consultations valables entre les sociétés pétrolières et les propriétaires fonciers, ou par l'entremise du mécanisme approprié de règlement des différends qu'il offre.

Hélène Campbell - TransCanada PipeLines Ltd. - MH-1-2007

En 1966, TransCanada PipeLines Ltd. a construit un pipeline qui traversait les terrains de Madame Hélène Campbell, dans la municipalité de Saint-Sébastien, au Québec. En 2006, TransCanada a été autorisée à construire le doublement Saint-Sébastien, qui consiste à dédoubler une longueur de 6,5 kilomètres du pipeline original. Or, TransCanada a été incapable d'acquérir les droits fonciers nécessaires pour exécuter les travaux.

Par la suite, M^me Campbell a présenté une demande en vertu de l'article 46 de la Loi sur l'ONÉ, datée du 29 mars 2007, afin de faire modifier le tracé du pipeline actuel de TransCanada, affirmant que celui-ci nuit à son système de drainage. Le 20 avril 2007, l'Office a également reçu une demande de TransCanada visant à obtenir un droit d'accès immédiat sur les terrains de M^me Campbell ou au travers de ceux-ci. L'Office s'est dit d'avis que M^me Campbell soulève dans sa demande des enjeux qui méritent d'être entendus dans le cadre d'une audience publique et a décidé d'examiner la demande de droit d'accès lors de la même audience, prévue pour janvier 2008 à Saint-Jean-sur-Richelieu, au Québec.

ACTIVITÉS DANS LES RÉGIONS PIONNIÈRES

En 2007, l'Office a évalué 36 demandes visant des activités géologiques, géophysiques ou de forage dans des régions pionnières, présentées en conformité avec la LOPC. Pour la plupart (80 %), les demandes ont été déposées par des sociétés qui exercent des activités d'exploitation dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie; le reste avait trait à des activités exploratoires dans le delta du Mackenzie et la mer de Beaufort. Près de 40 % des 36 demandes portaient sur des activités géophysiques ou géologiques de routine, telles que des relevés sismiques et des levés aériens.

L'Office a également évalué trois demandes ayant trait à des découvertes importantes en vertu de la Loi fédérale sur les hydrocarbures. Deux de ces découvertes sont situées dans le delta du Mackenzie et dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie.

L'une des activités géologiques était constituée d'un programme de levés sismiques bidimensionnel, dans la baie de Baffin, en octobre 2007. Il n'y a eu aucune autre activité d'exploration réglementée par l'Office dans l'Est du Canada en 2007.

L'Office continue d'offrir au gouvernement du Yukon un soutien réglementaire pour l'administration des activités pétrolières et gazières. L'équipe Exploration et production de l'Office a collaboré avec des partenaires du Nord - autres organismes fédéraux, gouvernement territorial, offices des terres et des eaux - à l'amélioration de l'efficacité réglementaire. Il a aussi travaillé avec l'industrie sur divers projets et s'est employé à promouvoir des pratiques exemplaires.

Les inquiétudes croissantes en ce qui a trait aux changements climatiques et aux émissions de gaz à effet de serre, de même que les lois, notamment la Loi sur la qualité de l'air, ont fait ressortir le besoin d'une orientation en matière de qualité de l'air dans les Territoires du Nord-Ouest. Le gouvernement des T. N.-O. a préparé des lignes directrices sur la qualité de l'air et les émissions polluantes à l'intention de l'industrie gazière et pétrolière en amont qui oeuvre dans les Territoires du Nord-Ouest. L'Office a fourni une rétroaction au moment de la préparation de ces lignes directrices.

Il assure une surveillance réglementaire tout au long du cycle de vie d'un projet. Dans le cadre de son programme intégré d'assurance de la conformité, l'Office effectue des inspections et des vérifications environnementales et de sécurité pour veiller au respect des conditions et des exigences des programmes qu'il autorise. L'équipe Exploration et production encourage la création de relations de travail reposant sur la collaboration avec les inspecteurs d'Affaires indiennes et du Nord Canada, ainsi qu'avec les autres organismes gouvernementaux travaillant dans le Nord.

L'Office maintient à jour un programme de participation à l'intention des parties prenantes dans le Nord, afin d'assurer une mise en valeur responsable des ressources de cette région. Les récents programmes de participation des Autochtones indiquent que la démarche préconisée par l'ONÉ fonctionne.

L'Office continue à faire la promotion de la ligne d'information « NWT Spill Line », une ligne téléphonique mise en place par le gouvernement des T.N.-O. permettant de signaler les déversements 24 heures sur 24. En outre, les membres de l'équipe Exploration et production de l'Office rencontrent régulièrement des membres des collectivités lors d'inspections ou d'autres occasions. Ces activités ont permis au personnel de l'Office de mieux connaître les représentants des collectivités, en plus d'aider à établir des relations de confiance et à sensibiliser davantage l'ONÉ aux enjeux locaux.

En 2007, l'équipe Exploration et production a aussi :

• élaboré le nouveau Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada, un règlement axé sur les buts qui remplace le Règlement concernant le forage des puits de pétrole et de gaz au Canada et le Règlement sur la production et la rationalisation de l'exploitation du pétrole et du gaz au Canada, plus normatifs;
• proposé des modifications à la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et à la Loi fédérale sur les hydrocarbures, afin d'améliorer l'efficacité réglementaire;
• achevé les mises à jour technologiques pour les activités dans les régions pionnières, afin de tenir compte du passage d'un système de repère nordaméricain datant de 1927 à un système de 1983, dans un but d'harmonisation avec l'industrie.

En 2007, un nombre croissant de visiteurs se sont rendus au Bureau d'information sur les terres domaniales de l'Office, situé à Calgary, pour accéder aux données publiées sur des activités d'exploration antérieures. Un tel intérêt laisse croire à une hausse appréciable des activités d'exploration dans les régions pionnières dans les années à venir, les sociétés devant analyser les données avant de mettre en oeuvre leurs programmes.

Se préparer pour l'avenir

Le niveau d'activités dans les régions pionnières du Nord, en 2008 et dans les années suivantes, dépendra d'un certain nombre de facteurs, dont le plus important est sans doute l'évolution du projet gazier Mackenzie. L'Office a en effet observé l'arrivée de nouveaux acteurs dans les Territoires du Nord-Ouest et, par conséquent, de nouveaux travaux géologiques et géophysiques, dont des travaux sismiques.

Il est possible que les activités de forage dans les Territoires du Nord-Ouest s'accélèrent. La reprise des activités ne se ferait pas soudainement. On devrait plutôt s'attendre à une hausse graduelle du nombre de demandes d'approbation de programmes visant des travaux sismiques et de forage.

Les négociations entre le gouvernement fédéral et les Territoires du Nord-Ouest se poursuivent relativement à la délégation de la gestion des ressources naturelles. Celle-ci limiterait la portée géographique des responsabilités de l'Office pour les activités de production et d'exploration gazières et pétrolières au Nunavut et dans certaines régions extracôtières. L'Office pourrait soutenir le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest dans ces activités en vertu d'une entente de services semblable à celle qui existe avec le gouvernement du Yukon.

Le secteur canadien de l'énergie réagit aux marchés énergétiques serrés en mettant sur pied de nouveaux projets d'infrastructure d'envergure, tels des oléoducs, des gazoducs, des terminaux de réception de gaz naturel liquéfié ainsi que des installations de production et de transport d'électricité. Ces projets pourraient accroître l'offre d'énergie au bénéfice des Canadiens et aider à assurer les approvisionnements pour l'avenir.

L'ONÉ est chargé d'examiner les nombreuses demandes de projets d'infrastructure et, s'ils sont réputés d'intérêt public, de faire en sorte qu'ils profitent aux Canadiens et Canadiennes tout en réduisant au minimum leurs effets négatifs.

Même si l'ONÉ ne réglemente que certains aspects de l'industrie énergétique canadienne, les enjeux que constituent l'énergie renouvelable, les émissions et les effets de la mise en valeur des sables bitumineux - un secteur en croissance - peuvent modifier ses travaux. L'avenir énergétique du Canada, un rapport publié en novembre 2007, fournit une perspective détaillée de l'offre et de la demande énergétique de 2005 à 2030. Le personnel de l'ONÉ aura consulté plus de 250 groupes ou personnes représentant le secteur privé, les gouvernements, les organisations non gouvernementales et le milieu universitaire pour produire ce document. Le lecteur trouvera des renseignements plus détaillés sur les tendances énergétiques en 2007 dans le document intitulé Aperçu de la situation énergétique au Canada, qui paraîtra en mai 2008.

PÉTROLE BRUT

Points saillants

• En novembre 2007, le prix du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI) a bondi au niveau inégalé de 98,18 $ le baril.
• La production de pétrole à partir des sables bitumineux du Canada a augmenté d'environ 10 %.
• Avec le retour à la production à pleine capacité des champs Hibernia et Terra Nova, la production de pétrole brut extracôtier de la côte Est du Canada s'est accrue de 25 %.
• Les revenus provenant de l'exportation de pétrole ont totalisé environ 41,5 milliards de dollars et le volume total des exportations devrait atteindre 162 millions de mètres cubes (657 millions de barils).

En novembre 2007, le prix du pétrole brut de référence West Texas Intermediate (WTI) a atteint un nouveau sommet à 99,16 $ US le baril, une hausse de 50 % par rapport à son prix en début d'année. Les incertitudes géopolitiques constantes en Iran, en Iraq et au Nigeria, de même que la faible capacité de production de réserve dans le monde, ont fortement contribué à la flambée des prix et à la volatilité des marchés. Le resserrement des stocks mondiaux de pétrole brut et de produits pétroliers, résultat de la réduction de la production des pays membres de l'OPEP, a aussi joué un rôle dans les forts prix du pétrole. Le WTI a conclu l'année à environ 96 $ US le baril. Le prix moyen de 72 $ US le baril en 2007 représente une augmentation de 10 % par rapport au prix moyen enregistré en 2006.

En 2007, le Canada a produit une moyenne de 445 000 mètres cubes (2,8 millions de barils) de brut par jour. En moyenne, environ 286 000 mètres cubes (1,8 million de barils) de brut ont été exportés, essentiellement aux États-Unis. Les revenus provenant de l'exportation de pétrole se sont élevés à environ 41,5 milliards de dollars, ce qui constitue un sommet.

Les prix élevés du brut et la forte demande ont continué à stimuler la mise en valeur des ressources, comme les sables bitumineux dont la production a augmenté de 10 %. Cette hausse de l'offre a plus que compensé la baisse constante de production du pétrole brut classique extrait du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. En octobre 2007, le gouvernement de l'Alberta a annoncé le nouveau cadre de travail de la province relativement aux redevances. Les répercussions de celui-ci demeurent encore incertaines, mais le gouvernement de l'Alberta travaille avec l'industrie afin d'apporter les ajustements nécessaires au système, en particulier en ce qui a trait aux forages pétroliers et gaziers en profondeur.

Sur la côte Est, la production a atteint une moyenne de 60 300 mètres cubes (379 900 barils) par jour, soit une hausse de 25 % par rapport à 2006. Cette hausse s'explique par la reprise à quasi-capacité en 2007, après les problèmes d'exploitation qu'ont connus Hibernia et Terra Nova en 2006, avec les conséquences sur la production. Les trois champs extracôtiers de pétrole brut en production - Hibernia, Terra Nova et White Rose - ont la capacité nécessaire pour produire environ 68 000 mètres cubes (428 400 barils) par jour.

GAZ NATUREL

Points saillants

• Les marchés nord-américains de gaz naturel ont été bien approvisionnés, avec comme résultat que les prix au carrefour Henry ont oscillé entre 6 $ US et 8 $ US/MBTU tout au long de 2007.
• La production canadienne de gaz naturel a diminué à 470 millions de mètres cubes (16,6 milliards de pieds cubes) par jour, en raison des coûts élevés qui ont freiné les activités de forage.
• On s'attend à ce que les exportations de gaz naturel nettes s'élèvent à environ 92,8 milliards de mètres cubes (3,3 billions de pieds cubes). Quant aux revenus nets tirés des exportations, ils devraient atteindre 24,5 milliards de dollars.

La hausse de la production de gaz naturel dans plusieurs grands bassins aux États-Unis et des importations de gaz naturel liquéfié plus élevées vers l'Amérique du Nord ont neutralisé la légère baisse de production canadienne de gaz naturel en 2007, sur le marché nord-américain. L'approvisionnement global plus fort et un excédent de stockage attribuable à des températures plus douces ont contribué à rendre les prix du gaz naturel moins volatils par rapport aux dernières années. Les prix du gaz naturel au carrefour Henry, point en Louisiane où sont établis les prix pour le gaz naturel négocié à la New York Mercantile Exchange, se sont situés entre 6 $/MBTU et 8 $/MBTU tout au long de l'année.

La production de gaz naturel dans l'Ouest canadien a légèrement fléchi par rapport à 2006 pour atteindre une moyenne quotidienne d'environ 459 millions de mètres cubes (16,2 milliards de pieds cubes). L'augmentation, dans les années antérieures, de l'activité de forage avait contrebalancé la baisse de productivité des puits et permis de maintenir l'approvisionnement en gaz naturel de l'Ouest canadien assez constant. Cependant, comme l'activité de forage a diminué en 2007, résultat des coûts plus élevés de mise en valeur du gaz naturel auxquels ont dû faire face les producteurs, les prix de cette ressource sont restés relativement stables. D'autres facteurs économiques expliquent la baisse des activités de forage, notamment les prix élevés du pétrole, qui ont détourné les investissements de la production du gaz naturel, et la hausse du dollar canadien au deuxième semestre, qui a réduit, en réalité, les recettes tirées des exportations généralement exprimées en dollars américains.

On a constaté une certaine augmentation de la production de la côte Est. Il en a été ainsi également de la production de méthane de houille (MH), du gaz naturel qui se forme et reste emprisonné dans les gisements de méthane de houille. En Alberta, la production de MH dans les formations Horseshoe Canyon et Mannville a diminué. Au Canada Atlantique, la production a légèrement augmenté, notamment grâce à l'ajout de compression au projet énergétique extracôtier de l'île de Sable et à un nouvel apport du champ côtier McCully, au Nouveau-Brunswick. Compte tenu de ces facteurs, la production du Canada Atlantique a dépassé les 11 millions de mètres cubes (400 millions de pieds cubes) par jour, une hausse par rapport aux 10 millions de mètres cubes (352 millions de pieds cubes) par jour en 2006.

Toutefois, la hausse de la production de méthane de houille en Alberta et de gaz extracôtier dans le Canada Atlantique n'a pas suffi à neutraliser la diminution de la production de gaz naturel classique dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Dans l'ensemble, la production canadienne de gaz naturel en 2007 devrait s'établir à une moyenne de 470 millions de mètres cubes (16,6 milliards de pieds cubes) par jour, soit un recul de 11 millions de mètres cubes (400 millions de pieds cubes) par jour par rapport à 2006.

Le Canada exporte annuellement un peu plus de la moitié de sa production de gaz naturel aux États-Unis. Les volumes d'exportation ont quelque peu augmenté en 2007 par rapport à 2006. Toutefois, cette hausse a été neutralisée par des importations de gaz naturel nettement à la hausse au Canada, surtout en Ontario. On s'attend à ce que les exportations de gaz naturel nettes se situent aux alentours de 92,8 milliards de mètres cubes (3,3 billions de pieds cubes), soit une faible baisse par rapport à 2006. Quant aux revenus nets tirés des exportations, ils devraient atteindre 24,5 milliards de dollars.

La consommation canadienne de gaz naturel a connu une croissance constante depuis une dizaine d'années, phénomène attribuable à l'essor économique et démographique. En 2007, il s'est consommé environ cinq pour cent plus de gaz naturel qu'en 2006, principalement à des fins de chauffage et de production supplémentaire d'électricité, en Ontario et au Québec. De nouvelles augmentations sont à prévoir au cours des prochaines années en raison de la hausse de la production tirée des sables bitumineux en Alberta et de la demande d'électricité produite à partir de gaz en Ontario.

LIQUIDES DE GAZ NATUREL (LGN)

Points saillants

• Les exportations de propane et de butanes ont légèrement baissé.
• L'utilisation des liquides de gaz naturel comme diluants a augmenté.
• Enbridge Pipelines Inc. a déposé une demande auprès de l'ONÉ visant à inverser le sens d'écoulement de sa canalisation n^o 13 en vue d'importer des diluants du Midwest américain.

Les liquides de gaz naturel comprennent l'éthane, le propane, les butanes et les pentanes plus (aussi appelés C5+ ou condensats). Ils sont pour la plupart des dérivés de la production de gaz naturel. Cependant, ils peuvent aussi être des dérivés du raffinage du pétrole brut. En 2007, environ 14 % du propane et 50 % du butane produit provenaient d'opérations de raffinage.

Avec une production d'éthane d'environ 42 300 mètres cubes (267 000 barils) par jour, l'offre est demeurée serrée en 2007, aucun volume n'étant disponible pour l'exportation.

En 2007, la production de propane et de butane a été, en moyenne, d'environ 30 300 mètres cubes (190 000 barils) et de 23 000 mètres cubes (144 500 barils) par jour, respectivement. Il y a eu un surplus de propane et de butane pour exportation tout au long de la période; cependant, lorsqu'on compare les exportations d'une année à l'autre, on constate une légère baisse. Cette baisse est imputable à deux principaux facteurs : l'utilisation croissante des liquides de gaz naturel plus lourds comme diluant du bitume en Alberta (par diluant on entend une substance ajoutée au bitume pour en faciliter le transport dans le pipeline) et la réduction de la demande de mazout de chauffage aux États-Unis. Compte tenu du rythme rapide qui caractérise la mise en valeur des sables bitumineux, l'utilisation de liquides de gaz naturel lourds, par exemple le pentane plus et le butane, comme diluant du bitume a augmenté en 2007 et devrait continuer à s'intensifier. En ce qui a trait aux besoins de condensats, dans le cadre du projet Southern Lights, Enbridge Pipelines Inc. a déposé, le 9 mars 2007, une demande auprès de l'Office sollicitant l'autorisation d'inverser le sens d'écoulement de sa canalisation n^o 13 pour importer des diluants du Midwest américain.

ÉLECTRICITÉ

Points saillants

• L'offre d'électricité a été suffisante pour répondre à la demande intérieure partout au Canada.
• Les exportations nettes d'électricité du Canada ont augmenté, passant de 17,4 térawattheures (TWh) en 2006 à environ 30,6 TWh en 2007.
• Les revenus nets totaux d'exportation ont enregistré une hausse, passant de 1,3 milliard de dollars en 2006 à 2,1 milliards en 2007.
• Partout au Canada, on poursuit les efforts de planification en vue d'assurer un approvisionnement intérieur suffisant pour répondre à la demande à venir.

En 2007, l'offre d'électricité a continué à répondre à la demande intérieure. Au début de l'année, la capacité totale de production installée d'électricité au Canada s'établissait à environ 124 000 mégawatts. Comme cela a été le cas en 2006, l'augmentation de la capacité de production en cours d'année est principalement venue des centrales au gaz naturel et de l'éolien. Dans ce dernier cas, la capacité est passée à 1 770 MW, une hausse de 300 MW par rapport à 2006.

Après un recul des exportations nettes du Canada en 2006, à 17,4 TWh, elles ont augmenté à environ 30,6 TWh en 2007, une progression d'environ 5 %. Les revenus nets d'exportation ont enregistré une hausse, passant de 1,3 milliard de dollars en 2006 à 2,1 milliards en 2007. Cette progression des exportations nettes et des revenus nets peut être attribuée à des occasions d'exportation favorables au sud de la frontière canado-américaine, ainsi qu'à de bons niveaux d'eau dans les provinces productrices d'hydro-électricité comme la Colombie-Britannique, le Manitoba et le Québec. Le prix moyen des exportations est passé de 60 $ le MWh en 2006 à environ 63 $ le MWh en 2007. Pour ce qui est du prix d'importation, il était en hausse, d'une moyenne de 49 $ le MWh en 2006 à environ 54 $ le MWh en 2007.

Partout au Canada, on déploie des efforts de planification pour veiller à ce que l'approvisionnement intérieur soit suffisant pour répondre à la demande future. En 2007, plusieurs territoires ont publié des rapports décrivant leurs stratégies énergétiques, dont la Colombie-Britannique, la Saskatchewan et Terre-Neuve-et-Labrador. Une foule d'options de production sont actuellement à l'étude, et l'accent est mis sur les technologies émergentes et écologiques de production d'électricité.

L'ONÉ a une influence sur l'efficience de l'infrastructure et des marchés énergétiques par les décisions réglementaires qu'il rend concernant les installations pipelinières, les droits et tarifs pipeliniers et les importations et exportations d'énergie. En poursuivant l'objectif de l'efficience économique, l'Office cherche à offrir des processus réglementaires efficaces et à promouvoir une infrastructure énergétique suffisante et des marchés énergétiques éclairés.

EFFICACITÉ DES PROCESSUS RÉGLEMENTAIRES

S'ils sont efficaces, les processus réglementaires permettent de créer les conditions dont les investisseurs et l'industrie pourront profiter afin de mettre en place les nouveaux projets ou la nouvelle infrastructure énergétique. L'ONÉ est conscient que des processus réglementaires inutilement lents, laborieux et complexes peuvent entraîner des retards dans la mise en place des infrastructures, des augmentations de coûts et même l'abandon d'un projet qui aurait servi l'intérêt public. En simplifiant le processus réglementaire et en travaillant de façon proactive avec d'autres ministères fédéraux et provinciaux, l'ONÉ a réussi à réduire, voire éliminer, les obstacles au développement tout en veillant à ce que celui-ci se fasse de manière responsable.

NORMES DE SERVICE

Selon la philosophie actuelle de gestion axée sur les résultats, les normes de service constituent un outil indispensable pour créer des services centrés sur les citoyens dans les organisations. L'Office élabore et met en pratique des normes de service à l'égard de nombreuses fonctions réglementaires et des services connexes, afin de mesurer son efficacité et d'aider à gérer les attentes des parties prenantes. Le tableau 1 présente les normes de service pour les diverses tâches que remplit l'Office.

L'Office a respecté bon nombre de ses normes de service en 2007. Dans les cas où il n'a pu le faire, il a mis au point et adopté un plan d'action visant à régler les problèmes ayant fait obstacle à l'atteinte de ces normes.

DEMANDES DE PERMIS D'EXPORTATION D'ÉLECTRICITÉ

En 2007, l'Office a publié de nouvelles normes de service concernant les demandes de permis d'exportation d'électricité, qui permettent de classer les demandes en trois catégories selon la complexité des enjeux associés à la demande. En outre, de nouveaux outils et de nouvelles démarches ont été instaurés afin d'accroître l'efficacité et l'efficience de l'Office au moment du traitement des demandes de permis d'exportation d'électricité. À titre d'exemple, un nouveau formulaire de demande de permis d'exportation d'électricité simplifié ainsi qu'un guide pour présenter une demande par voie électronique et une liste des questions fréquemment posées pour les permis de Catégorie A, généralement ceux qui suscitent peu d'inquiétudes du public, ont été ajoutés sur le site Web de l'Office. En 2007, l'Office a obtenu un taux de succès de 100 % pour le traitement des demandes de permis d'exportation d'électricité à l'intérieur des normes de service publiées, comme l'indique le tableau 2.

NORMES DE SERVICE VISANT LES DEMANDES N'EXIGEANT PAS LA TENUE D'UNE AUDIENCE

Certaines demandes n'exigent pas que l'Office tienne une audience avant de rendre une décision. Par exemple, une demande visant la construction d'un pipeline de moins de 40 km est examinée aux termes de l'article 58 de la Loi sur l'Office national de l'énergie. Le tableau 3 indique les normes de service visant les demandes présentées aux termes de l'article 58 et les résultats obtenus.

SUFFISANCE DE L'INFRASTRUCTURE ÉNERGÉTIQUE

Pour que le marché de l'énergie fonctionne de manière efficace, il est essentiel de disposer d'une infrastructure suffisante. Lorsque la capacité pipelinière est insuffisante, l'expéditeur a plus de mal à acheminer ses produits vers les marchés, ce qui entraîne une diminution des revenus pour les producteurs, une diminution des recettes fiscales pour les gouvernements et une éventuelle hausse des prix pour les consommateurs. Par exemple, lorsque les expéditeurs désirent transporter plus de pétrole brut qu'un pipeline peut absorber, ils doivent tous restreindre ou « répartir » leurs expéditions. Quand la capacité pipelinière est limitée, il peut arriver que la production de pétrole soit interrompue ou que les expéditeurs soient contraints à solder leurs produits pour les rendre disponible sur des marchés moins intéressants. Les réductions sur le pétrole lourd et le pétrole brut léger ont tendance à se multiplier lorsque la capacité pipelinière ou les marchés disponibles sont insuffisants. Au cours de 2007, nous avons assisté à une augmentation des stocks de pétrole brut lourd attribuable, en partie, à des contraintes de capacité des oléoducs et à des ennuis dans les raffineries aux États-Unis. Cet accroissement des stocks a exercé une pression à la baisse sur les prix du pétrole brut lourd par rapport au prix de référence pour le pétrole brut West Texas Intermediate.

De plus, une infrastructure insuffisante pourrait avoir de graves conséquences sur les consommateurs d'énergie du Canada si le marché ne disposait pas des approvisionnements nécessaires en périodes de demande forte telles les froides journées d'hiver.

CAPACITÉ PIPELINIÈRE POUR LE PÉTROLE BRUT

La hausse de la production extraite des sables bitumineux a eu pour effet de resserrer la capacité pipelinière à partir du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Tout au long de 2007, les principaux oléoducs servant aux exportations ont été exploités à plein régime ou presque ou selon le principe de la répartition.

Figure 2 - Principaux oléoducs au Canada

Tableau 1 - Normes de service de l'Office national de l'énergie et résultats en 2007

Tâche	Norme de service	Nombre de demandes	Résultats
Diffusion des décisions faisant suite à une audience	80 % des décisions rendues dans les 12 semaines suivant l'audience publique	4	75 %
Demandes de forage de puits aux termes de la LOPC	Décision rendue dans les 21 jours civils suivant la réception de la demande (complète)	10	100 %
Demandes visant des activités géologiques et géophysiques aux termes de la LOPC	Décision rendue dans les 30 jours civils suivant la réception de la demande (complète)	19	100 %
Nouvelle autorisation d'exportation de pétrole brut ou de produits pétroliers	2 jours ouvrables (ordonnances à court terme seulement; les demandes de permis à long terme sont soumises à un processus d'audience complet)	9 ordonnances	89 %
Renouvellement d'autorisation pour l'exportation de pétrole brut ou de produits pétroliers	Aucune norme de service	95 renouvellements	s.o.
Autorisation pour l'exportation ou l'importation de gaz naturel	2 jours ouvrables (ordonnances à court terme seulement; les demandes de permis à long terme sont soumises à un processus d'audience complet)	139 ordonnances	99 %
Autorisation pour l'exportation de LGN	2 jours ouvrables	114 ordonnances	99 %
Demandes aux termes de la LFH	80 % des décisions rendues dans les 90 jours civils suivant la date à laquelle toute l'information est disponible pour entamer l'évaluation	3	100 %
Vérifications financières	80 % des ébauches de rapport de vérification envoyées à la société dans les 8 semaines suivant l'achèvement des travaux sur le terrain	3	100 %
Plaintes des propriétaires fonciers	80 % des plaintes réglées dans les 60 jours civils suivant la réception de la plainte (selon la complexité de la plainte)	34	50 %
Demandes adressées à la bibliothèque de l'ONÉ	Réponse aux demandes dans un jour ouvrable suivant la réception de la demande	1 748	93 %

 

Tableau 2 - Normes de service visant les demandes de permis d'exportation d'électricité en 2007

Catégorie	Description de la catégorie	Norme de service	Nombre de demandes	Résultats	Délais de traitement moyens
A	Complexité des enjeux faible	80 % des décisions sont diffusées dans un délai de 40 jours civils après la période postérieure à la parution de l'avis de demande	7	100 %	35 jours
B	Complexité des enjeux modérée	80 % des décisions sont diffusées dans un délai de 90 jours civils après la période postérieure à la parution de l'avis de demande	3	100 %	72 jours
C	Complexité des enjeux élevée	Aucune norme de service	0	s.o.	s.o.

En 2007, Enbridge Pipeline Ltd. (Enbridge) a fonctionné à environ 87 % de sa capacité, son débit réel atteignant en moyenne 254 000 mètres cubes (1,6 million de barils) par jour (figure 3). La capacité a été acceptable tout au long de l'année 2007, et aucune répartition n'a été nécessaire. Toutefois, sur de nombreux tronçons du réseau d'Enbridge, la capacité a été réservée pendant toute l'année. La répartition projetée sur le réseau en décembre a été annulée en raison d'un incident survenu sur la canalisation n^o 3 d'Enbridge près de Clearbrook, au Minnesota.

Figure 3 - Utilisation de la capacité des oléoducs

Le réseau Trans Mountain de Kinder Morgan Canada a fonctionné à environ 95 % de sa capacité, soit un débit réel combiné de 49 200 mètres cubes (225 000 barils) de léger et de brut lourd par jour. L'agrandissement d'une station de pompage, en avril, a permis d'augmenter la capacité de 5 600 mètres cubes (35 000 barils) par jour. Le réseau Trans Mountain a fait l'objet d'une répartition pour la majeure partie de l'année, les contraintes de capacité au quai Westridge ne permettant pas l'expédition d'un plus grand volume de pétrole brut. La répartition a varié de 1 % en mai à 25 % en décembre; il n'y a qu'au mois de mars où cette pratique n'a pas été utilisée. Le projet de doublement d'ancrage TMX, que l'Office a approuvé en 2006, ajoutera 6 350 mètres cubes (40 000 barils) par jour de capacité sur le réseau Trans Mountain. Son entrée en service est prévue pour novembre 2008.

Le pipeline d'Express Pipeline Ltd. fonctionnait en moyenne à 76 % de sa capacité et son débit a été en moyenne de 34 300 mètres cubes (215 800 barils) par jour. Il n'a fait l'objet d'aucune répartition en 2007. Toutefois, en raison de la plus faible capacité en aval du réseau Platte, le volume du pipeline Express est limité pour les expéditions à partir de Hardisty.

Le réseau de Cochin Pipelines Ltd. est le plus gros et le plus long des pipelines de liquides de gaz naturel au Canada. En janvier 2007, Kinder Morgan Energy Partners L.P. a acheté la totalité de Cochin et est devenu l'exploitant en faisant l'acquisition de la participation restante de BP Canada Energy Company. Le réseau Cochin a fonctionné à environ 43 % de sa capacité, avec un débit réel moyen de 5 500 mètres cubes (34 200 barils) par jour. Il a continué d'être exploité à une pression volontairement réduite en raison d'une défectuosité décelée sur le tronçon américain en mars 2006. Pour éviter toute répartition, en août 2006, les expéditions d'éthylène ont été suspendues et, au troisième trimestre de 2007, celles d'éthane ont subi le même sort.

L'industrie cherche activement des moyens de développer des marchés dans les régions de forte demande, comme la côte américaine du golfe du Mexique (PADD III du Sud) et Chicago (PADD II de l'Est). BP, par exemple, a annoncé en 2007 qu'elle songeait à inverser le sens d'écoulement de sa canalisation n^o 1, qui s'étend actuellement de Cushing, en Oklahoma, à Chicago, en Illinois. Enbridge et Exxon ont indiqué qu'elles étudiaient la possibilité d'un projet conjoint allant de Patoka, en Illinois, à Beaumont, au Texas. Enbridge projette aussi d'augmenter de 10 000 mètres cubes (63 000 barils) par jour la capacité de son pipeline Spearhead.

Du côté canadien, l'Office a approuvé la demande de TransCanada Keystone en 2007. La portion canadienne du pipeline devait avoir une capacité initiale de 69 200 mètres cubes (435 000 barils) par jour.

En novembre 2007, Keystone a présenté une demande sollicitant l'autorisation d'accroître sa capacité; l'Office étudie actuellement cette demande. Si le projet est approuvé et construit, la capacité quotidienne du pipeline augmentera de 94 000 mètres cubes (590 000 barils) vers la région de Chicago, puis de Cushing, en Oklahoma. En 2007, Enbridge a présenté des demandes pour le projet de prolongement de sa canalisation n^o 4 et pour le projet Alberta Clipper. Ce dernier a une capacité initiale de 71 000 mètres cubes (450 000 barils) par jour et fait partie du projet plus vaste Southern Access d'Enbridge. Au cours de la période, Enbridge a aussi déposé une demande pour son projet Southern Lights, qui permettrait la livraison de diluants en Alberta, à partir du réseau PADD II, en inversant le sens du pipeline d'Enbridge existant. Le projet comprendra également la construction d'un pipeline pour pétrole léger s'étendant de Cromer, au Manitoba, jusqu'à la frontière canado-américaine.

L'ONÉ continue de surveiller la suffisance de la capacité pipelinière pour acheminer le pétrole brut et les produits pétroliers de l'Ouest canadien vers les marchés intérieurs et les marchés d'exportation. L'industrie envisage diverses options pour accroître sa capacité, ce qui pourrait se traduire par la présentation de nouvelles demandes auprès de l'Office. Ce dernier croit que l'industrie serait bien avisée de déterminer les projets d'agrandissement de pipeline qu'elle devrait mettre de l'avant. Le rôle de l'Office est d'offrir des processus réglementaires efficients et efficaces qui ne retardent pas indûment ces projets, tout en s'assurant qu'ils visent l'intérêt de la population.

CAPACITÉ DES GAZODUCS

Près de 98 % de la production canadienne de gaz naturel provient du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (BSOC). Celle-ci est transportée au moyen de gazoducs qui desservent plusieurs marchés régionaux de l'Ouest canadien, des marchés intérieurs dans l'Est du Canada et des marchés d'exportation dans le Nord-Ouest, le Midwest et Nord-Est des États-Unis, ainsi qu'en Californie. De 1999 à 2006, la production annuelle de gaz naturel commercialisable provenant de l'Ouest canadien est demeurée assez constante, à environ 473 millions de mètres cubes (16,7 milliards de pieds cubes) par jour. Pendant la décennie 1990, les agrandissements des grands gazoducs ont été nombreux. En raison de ces deux facteurs - production constante et agrandissement des gazoducs -, la capacité de transport du gaz naturel produit dans le BSOC vers les marchés situés à l'extérieur de l'Ouest canadien a été plus que suffisante depuis le début de 2001.

Au milieu de 2006, on a commencé à assister à un ralentissement des activités de forage dans l'Ouest canadien, si bien que la productivité du BSOC a baissé. Au début de 2008, la production était passée à environ 453 millions de mètres cubes (16 milliards de pieds cubes) par jour. Par ailleurs, depuis 2001, la demande de gaz naturel dans l'Ouest canadien augmente légèrement d'année en année. Cette hausse, combinée à une diminution de la production de gaz naturel, s'est produite au moment où la capacité de transport par gazoducs était adéquate et a donc contribué à la suffisance de la capacité du réseau sortant de l'Ouest canadien.

Tableau 3 - Résultats obtenus par rapport aux normes de service visant les demandes présentées aux termes de l'article 58 en 2007

Catégorie	Description de la catégorie	Norme de service	Nombre de demandes	Résultats	Délais de traitement moyens
A	Complexité des enjeux faible sans intérêt de la part de tiers	80 % des demandes réglées dans les 40 jours civils suivant la réception de la demande (complète)	14	93 %	35 jours
B	Complexité des enjeux moyenne avec intérêt possible de la part de tiers	80 % des demandes réglées dans les 90 jours civils suivant la réception de la demande (complète)	3	100 %	68 jours
C	Complexité des enjeux élevée avec intérêt probable de la part de tiers	80 % des demandes réglées dans les 120 jours civils suivant la réception de la demande (complète)	N/A	s.o.	s.o.

La capacité abondante de disponibilité pour le transport du gaz naturel et la hausse de la demande de capacité pour le pétrole brut dans l'Ouest canadien se traduisent par la conversion d'une petite portion de la capacité de transport de gaz naturel au pétrole brut. Malgré cela, la capacité des gazoducs dans cette région demeure suffisante. Les gazoducs qui assurent le transport à partir des autres grandes zones de production au Canada, au large de la Nouvelle-Écosse et sur les côtes du Nouveau-Brunswick, suffisent également à répondre à la demande.

Figure 4 - Principaux gazoducs au Canada

La figure 5 montre l'écart des prix du gaz naturel entre la frontière de l'Alberta et le point de livraison de Dawn dans le sud-ouest de l'Ontario. Il compare également l'écart de prix avec le droit de service garanti (y compris les coûts du combustible) entre ces deux endroits sur le réseau de TransCanada PipeLines, le plus vaste réseau de transport de gaz naturel au Canada. Le fait que l'écart de prix soit généralement moins élevé que le droit de transport pour le service garanti indique que la capacité pipelinière en place est suffisante. L'Office suit les données des autres couloirs pipeliniers canadiens de gaz naturel et il a la conviction que la capacité des pipelines de gaz naturel est généralement suffisante.

Figure 5 - Écart de prix des produits (dollars par gigajoule)

CAPACITÉ DU RÉSEAU ÉLECTRIQUE

Les lignes internationales de transport d'électricité qui relèvent de l'Office sont des canaux importants pour le commerce de l'électricité entre le Canada et les États-Unis. Même si la Loi sur l'ONÉ autorise l'Office à réglementer les lignes de transport interprovinciales désignées, il n'existe actuellement aucune ligne de ce genre soumise à son autorité. En 2007, les lignes internationales de transport d'électricité ont offert des débouchés commerciaux et amélioré la fiabilité des réseaux de production-transport d'électricité de part et d'autre de la frontière. La corrélation entre les prix de gros de l'électricité, illustrée à la figure 6, témoigne de l'efficacité du fonctionnement entre les marchés canadiens et les marchés de l'électricité aux États-Unis.

L'Alberta a profité, mais pas totalement, des écarts entre les prix de cette province et ceux du Nord-Ouest des États-Unis. Les contraintes de transport continuent de limiter la quantité d'énergie qui peut être échangée entre ces régions. S'il y avait eu plus étroite corrélation entre les deux marchés, c'est-à-dire si l'Alberta avait pu importer plus d'électricité du Nord-Ouest des États-Unis pour ainsi accroître sa liquidité sur le marché, tout porte à croire que l'on n'aurait pas assisté à l'extrême flambée des prix qu'illustre la figure 7.

Figure 6 - Prix de l'électricité en Ontario (société indépendante d'exploitation du réseau électrique) par rapport aux prix de l'électricité aux États-Unis (dollars par mégawattheure)

Figure 7 - Prix de l'électricité en Alberta (société indépendante d'exploitation du réseau électrique) par rapport aux prix de l'électricité aux États-Unis

Actuellement, les deux marchés semblent être quelque peu corrélés, en grande partie parce que le gaz naturel fixe les prix de l'électricité dans ces deux régions.

POINTS SAILLANTS DU SONDAGE SUR LES SERVICES PIPELINIERS

L'Office a mené un troisième sondage annuel auprès des expéditeurs se prévalant des services de transport des grandes pipelinières de son ressort afin d'obtenir une rétroaction directe sur la qualité du service fourni par celles-ci. Le sondage sert également à recueillir des commentaires sur le rendement de l'Office dans son rôle de régie, tel qu'il touche les droits et les tarifs.

Les expéditeurs qui ont répondu au sondage mené par l'ONÉ en 2007 ont accordé la plus forte note au caractère opportun et à l'exactitude de la facturation et des relevés, soit 3,87 sur 5 en moyenne, tandis que les droits de transport obtenaient la note la plus faible, avec une moyenne de 3,16 sur 5. Dans l'ensemble, les expéditeurs se sont dits raisonnablement satisfaits des services fournis par les pipelines et par l'ONÉ.

L'Office a affiché en mai sur son site Web un sommaire des résultats de son enquête de 2007. Il a aussi fourni à chaque société pipelinière et à ses expéditeurs les résultats détaillés les concernant, y compris les commentaires des expéditeurs.

MARCHÉS ÉNERGÉTIQUES AVERTIS ET EFFICIENTS

L'ONÉ surveille continuellement les marchés énergétiques au Canada pour que les Canadiens aient accès au pétrole brut, au gaz naturel et à l'électricité produits au Canada à des conditions qui ne sont pas moins favorables que celles offertes aux clients à l'exportation. L'Office fournit également des données et des analyses sur une vaste gamme de sujets, notamment les volumes et les prix d'exportation d'énergie, les faits nouveaux constatés sur les marchés du gaz naturel, du pétrole brut et de l'électricité, des évaluations de l'offre, de la demande et de la productibilité du gaz naturel et du pétrole brut et, périodiquement, des perspectives à long terme sur l'avenir énergétique du Canada. La figure 8 présente une estimation des revenus nets d'exportation pour 2007, par produit.

Figure 8 - Revenus d'exportation nets estimatifs selon le produit (milliards de dollars canadiens)

Fournir et interpréter l'information sur les marchés énergétiques contribue aussi au bon fonctionnement des marchés. Les investisseurs, les planificateurs de l'industrie et les consommateurs peuvent prendre des décisions plus éclairées lorsqu'ils disposent de renseignements exacts fournis par un organisme impartial comme l'ONÉ. On trouvera ci-après un aperçu des tendances et des faits nouveaux sur les marchés de l'énergie observés en 2007. On trouvera des évaluations plus détaillées dans les publications citées à la fin de la présente section et sur le site Web de l'Office, de même qu'une description des marchés canadiens de l'énergie en langage clair à la section Prix de l'énergie de ce site, au www.one-neb.gc.ca.

MARCHÉ DU PÉTROLE BRUT

En 2007, le marché du pétrole brut a fonctionné de manière efficace, ce qui signifie que les Canadiens ont eu accès au pétrole brut canadien à un prix comparable à celui payé par les clients à l'exportation (figures 9 et 10). Le prix du pétrole brut léger canadien a été relativement bas durant la première moitié de 2007, en raison des bas cours sur le marché mondial et des niveaux élevés de stocks sur le marché de Cushing, en Oklahoma, où le pétrole brut léger canadien fait concurrence. Au second semestre, les prix ont commencé à monter sous l'effet combiné d'une forte demande mondiale et de stocks en baisse dans les principaux marchés. L'Edmonton Par a atteint un nouveau sommet en novembre, en dépit de la hausse du dollar canadien, qui a quelque peu neutralisé l'impact des prix à la hausse du West Texas Intermediate. L'Edmonton Par s'est maintenu en moyenne à 77 $ le baril en 2007, une progression d'environ 5 % par rapport à 2006.

Figure 9 - Prix du pétrole brut léger affiché et prix à l'exportation à Edmonton (dollars canadiens le baril)

Figure 10 - Prix du pétrole brut lourd et prix à l'exportation à Hardisty (dollars canadiens le baril)*

* Nota : Les courbes de prix varient en raison des différences dans la qualité du pétrole brut.

En 2007, les prix pour le pétrole brut lourd canadien ont généralement suivi les mêmes mouvements sur le marché que celui du pétrole brut léger canadien. Cependant, les premiers ont été touchés par les interruptions des raffineries dans le Midwest américain qui ont entraîné des réductions marquées. En outre, les mouvements normaux de prix associés aux fluctuations saisonnières de la demande de pétrole brut lourd pour la production d'asphalte ont eu des répercussions sur les prix. Le Western Canada Select (WCS), référence pour le pétrole brut lourd de l'Ouest canadien (gravité API de 20^o et 3,24 % de soufre), s'est maintenu à une moyenne de 53 $ le baril en 2007, une hausse de 4 % par rapport à 2006.

MARCHÉ DU GAZ NATUREL

En 2007, le marché du gaz naturel a fonctionné de manière efficace, ce qui signifie que les Canadiens n'ont, de façon générale, pas payé plus cher que le prix à l'exportation pour le gaz naturel (figure 11). Les prix intérieurs au point AECO-C, principal point d'établissement des prix du gaz naturel en Alberta, ont continué à s'aligner sur les prix continentaux au carrefour Henry et ont été égaux ou inférieurs à ceux offerts aux points d'exportation de l'Est du Canada. L'ONÉ surveille les marchés régionaux intérieurs et d'exportation pour s'assurer que les prix du gaz naturel dans les autres marchés canadiens s'alignent sur ceux du reste de l'Amérique du Nord.

Figure 11 - Prix du gaz naturel en Amérique du Nord

L'augmentation de l'offre aux États-Unis, la hausse des importations de GNL, la présence de stocks largement suffisants de gaz naturel, l'absence de longues périodes de canicule à l'été ainsi que de tempêtes tropicales importantes sont autant de facteurs qui ont contribué à garder les prix du gaz naturel modérés. En 2007, les prix ont entrepris l'année à un niveau très élevé, en raison des froides températures enregistrées en décembre 2006. Une fois cette période terminée, ils sont demeurés essentiellement stables pour le reste de l'année, puisqu'il n'y a eu aucune menace pour l'approvisionnement ni de conditions météorologiques exceptionnelles.

MARCHÉ DE L'ÉLECTRICITÉ

Le Canada est un exportateur net d'électricité. Ces exportations permettent aux services d'électricité des provinces et aux gouvernements d'encaisser des revenus de première importance. Les principaux exportateurs sont les provinces productrices d'hydroélectricité comme le Québec, le Manitoba et la Colombie-Britannique. Le maintien des bonnes relations commerciales dans le domaine de l'hydroélectricité entre le Canada et les États-Unis porte à croire que des progrès sont enregistrés au chapitre de la fiabilité et des revenus d'exportation.

RAPPORTS D'ÉVALUATION DU MARCHÉ DE L'ÉNERGIE

En 2007, l'Office a produit les publications et rapports statistiques suivants relativement aux produits énergétiques, comme le pétrole brut, le gaz naturel et l'électricité. Ces documents sont disponibles sur le site Web de l'ONÉ à www.one-neb.gc.ca.

Aperçu de la situation énergétique - Ce nouveau rapport présentait un aperçu de l'offre de produits énergétiques et de l'activité des marchés au Canada en 2006.

Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2007-2009 - Dans cette évaluation annuelle des marchés énergétiques, l'ONÉ examine le volume de gaz naturel livrable aux marchés à partir de toutes les sources canadiennes dans les trois prochaines années.

Le réseau canadien de transport d'hydrocarbures - Évaluation du réseau de transport - Ce rapport annuel analyse la suffisance et l'efficience économique du réseau de plus de 45 000 kilomètres de pipelines réglementés par l'ONÉ.

En 2007, l'Office a publié ses perspectives semestrielles des marchés énergétiques au Canada. Ces documents évaluent l'équilibre de l'offre et de la demande pendant la saison de chauffage et la saison de climatisation ainsi que la manière dont les marchés se comporteront au cours des mois suivants.

On trouve également sur le site Web de l'Office des renseignements et des analyses à jour sur les prix de l'énergie. La section des prix de l'énergie, qui porte sur les marchés du pétrole, du gaz naturel, du propane et de l'électricité, a suscité beaucoup d'intérêt : plus de 74 000 personnes l'ont consultée en 2007.

En mai 2007, l'Office a lancé un nouvel outil de communication - les notes d'information sur l'énergie. La première, intitulée Aperçu et viabilité économique de la mise en valeur du méthane de houille de Horseshoe Canyon, examinait l'histoire et les conditions économiques actuelles entourant la mise en valeur de cette source non classique de gaz naturel.

En août 2007, par suite d'une recommandation du groupe de travail Canada-États-Unis chargé d'étudier les causes de la panne de courant survenue en août 2003 en Ontario et dans le Nord-Est des États-Unis, l'Office a publié un rapport intitulé Communication de renseignements sur la fiabilité du service d'électricité par les entités canadiennes. Ce rapport concluait que la compilation d'information sur le rendement en matière de fiabilité permettrait d'évaluer des tendances, ce qui pourrait être utile à l'industrie, aux organismes de réglementation, aux décideurs et au public. On y indiquait également que la North American Electric Reliability Corporation faisait des efforts pour recueillir ces renseignements et, par conséquent, qu'il n'était pas utile à ce stade-ci de créer une autre entité pour fournir des renseignements sur la fiabilité au Canada.

L'ONÉ est chargé de veiller à ce que l'industrie énergétique réglementée mène ses activités d'une manière qui protège les employés des sociétés, les entrepreneurs, le grand public et l'environnement. Le mandat de l'Office inclut la responsabilité de surveiller la sûreté des pipelines et des installations connexes, ainsi que des lignes internationales de transport d'électricité. Étant donné qu'elles conçoivent, construisent et exploitent les installations, les sociétés réglementées sont responsables au premier chef de la sécurité, de la sûreté et de la protection de l'environnement. L'Office s'assure que les sociétés pipelinières identifient et gèrent efficacement les risques pour la sécurité, la sûreté, l'environnement, le contexte socioéconomique et les terres pendant tout le cycle de vie de leurs installations réglementées.

BILAN DE SÉCURITÉ

En mars 2007, l'ONÉ a publié son rapport intitulé Gros plan sur la sécurité et l'environnement - Analyse comparative du rendement des pipelines 2000-2005. Il s'agit du cinquième rapport du genre où l'on compare le rendement en matière de sécurité et d'environnement des sociétés pipelinières relevant de l'Office à celui d'industries comparables au Canada et ailleurs dans le monde. Publié au printemps de chaque année, le rapport présente les données de l'année civile se terminant environ 15 mois plus tôt.

Le rapport de 2007 évalue le rendement des sociétés au regard de huit indicateurs clés qui portent sur la sécurité, la gestion de l'intégrité et la gestion environnementale. Les sociétés fournissent les données nécessaires à la préparation du rapport en application des exigences signalement obligatoire du Règlement de 1999 sur les pipelines terrestres (RPT-99) ainsi qu'à titre volontaire, dans le cadre du programme d'indicateurs de rendement en matière de sécurité. Au moyen de statistiques, le rapport dégage les constatations suivantes, qui se fondent sur les données signalées jusqu'à la fin de l'année civile 2005 :

• l'année 2005 est la huitième année de suite au cours de laquelle il n'est survenu aucun décès sur des pipelines réglementés par l'ONÉ;
• l'année 2005 est la troisième année de suite au cours de laquelle aucune rupture n'a été signalée sur des pipelines réglementés par l'ONÉ;
• il ressort des données recueillies par l'Office au cours de six dernières années qu'annuellement, en moyenne, une personne se blesse toutes les 200 000 heures de travail;
• depuis six ans, il y a eu très peu de rejets d'hydrocarbures liquides à partir du corps de la canalisation sur les pipelines réglementés par l'Office;
• après la publication du rapport, l'Office a continué de recueillir des données pour 2006 et 2007 en vertu des exigences de signalement obligatoire et du programme de signalement volontaire.

GESTION DE LA SÛRETÉ

De concert avec Ressources naturelles Canada, l'Office est responsable de la sûreté de l'infrastructure énergétique canadienne de ressort fédéral depuis 2005. Des catastrophes naturelles aux actes malveillants, l'Office continue à travailler avec ses partenaires du gouvernement et de l'industrie afin de trouver des moyens d'assurer la résilience de l'infrastructure énergétique du Canada. En outre, il s'emploie à mettre en oeuvre plusieurs projets internes et externes se rattachant à ses responsabilités concernant la gestion de la sûreté.

En 2007, notre programme sur la sûreté a pris la route. Nos inspecteurs ont réalisé six inspections entièrement axées sur la sûreté et un nombre encore plus grand est prévu pour 2008. Le programme de sûreté continue d'évoluer selon l'échéancier prévu. En 2006, l'Office a introduit un projet de modification réglementaire (PMR), 2006-01, exposant nos attentes relativement aux programmes de sûreté des sociétés qui relèvent de lui, ainsi que sa volonté de travailler avec l'Association canadienne de normalisation (CSA) et des experts en sûreté à l'élaboration d'une norme nationale qui viserait l'industrie pétrolière et gazière au Canada. Cette norme toucherait les volets prévention et gestion des risques liés à la sûreté lorsqu'il y a danger de répercussions défavorables sur la population, l'environnement, la propriété et la stabilité économique. L'Office préside ce comité technique de la CSA et produira l'ébauche de la norme à l'été 2008 aux fins d'examen par le public.

Sur le plan interne, la formation à la sûreté a été identifiée comme une priorité pour les inspecteurs de l'Office, dans le cadre de la mise sur pied de la communauté de conformité à la sûreté. Sur le terrain, nos inspecteurs ont essayé et raffiné une série d'outils élaborés pour exécuter des inspections de sûreté complètes, des examens préalables et des évaluations, dans l'optique d'assurer une uniformité des méthodes quand il s'agit de vérifier si les sociétés réglementées par l'Office respectent les dispositions prévues par le projet de modification réglementaire 2006-01.

SURVEILLANCE DE LA CONFORMITÉ

L'ONÉ surveille les activités des sociétés réglementées depuis la conception initiale des installations jusqu'à la cessation de leur exploitation. Cette fonction réglementaire a pour but d'évaluer si la société se conforme aux conditions dont l'Office a assorti l'ordonnance, le certificat ou l'autorisation et d'assurer que la conception, la construction, l'exploitation ou la cessation de l'exploitation des installations respectent en tous points les dispositions réglementaires prises en vertu de la Loi sur l'ONÉ et de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (LOPC). Il veille également à ce que les sociétés se conforment aux exigences établies dans le Code canadien du travail, Partie II, quand il effectue des inspections de sécurité.

En 2006, l'Office a formé cinq groupes sur la conformité au sein de son Secteur des opérations, dans les domaines de la gestion de l'intégrité, de la sécurité, de l'environnement, des urgences et de la sûreté. Un certain nombre de tâches quantifiables ont été confiées à ces groupes, entre autres l'élaboration et le maintien d'une démarche exhaustive orientée sur les risques pour la planification des activités de vérification de conformité comme les inspections, les vérifications et les rencontres. En 2007, l'Office a commencé à mesurer son rendement interne en regard de sa capacité d'atteindre les objectifs fixés mis en évidence dans les plans orientés sur les risques des groupes. Ces groupes internes donnent aux spécialistes de chaque domaine la possibilité de se réunir et d'évaluer le travail sous l'angle de leur spécialisation. Les groupes fixent aussi des objectifs, étudient les tendances et échangent leurs expériences, dans le but de maximiser les connaissances.

ASSURANCE DE LA CONFORMITÉ

L'ONÉ procède à des activités d'assurance de la conformité des pipelines et des installations de son ressort à diverses étapes de la construction, de l'exploitation et à la cessation de l'exploitation. Des inspecteurs dûment nommés et qualifiés vérifient si les sociétés respectent la loi et les conditions dont sont assorties les approbations réglementaires des projets. En plus d'effectuer des vérifications de conformité en vertu de la Loi sur l'ONÉ et de la LOPC, plusieurs inspecteurs de l'Office sont nommés agents de santé et de sécurité par Ressources humaines et Développement social Canada pour qu'ils voient à l'application des exigences de la partie II du Code canadien du travail dans les sociétés qui relèvent de l'ONÉ.

Ce dernier réalise divers types d'inspections et diverses autres activités d'assurance de la conformité sur les lieux. En plus de livrer des données précieuses sur l'efficacité des programmes d'une société et sur sa mise en oeuvre, ces activités contribuent à resserrer les rapports professionnels entre l'Office et les sociétés qu'il réglemente.

Les inspections de sécurité sont menées durant la construction et la phase d'exploitation afin de vérifier si les mesures de conformité de la société respectent les guides de sécurité et les lois en vigueur sur la santé et la sécurité au travail ainsi que les pratiques exemplaires de l'industrie. L'objet de ces inspections réalisées en vertu du Code canadien du travail est d'assurer la santé et la sécurité des personnes travaillant sur les pipelines réglementés par l'Office.

Les inspections d'intégrité portent sur la condition physique d'un pipeline, afin d'assurer son fonctionnement en toute sécurité. Au cours de la construction, l'accent est mis sur la manutention de la canalisation, la soudure, les examens non destructifs, le revêtement et les essais de pression. Lorsque le pipeline est en exploitation, les inspections touchent les activités se rattachant à la gestion de l'intégrité, comme les études sur la protection cathodique, les inspections en canalisation et les fouilles d'intégrité.

Les inspections environnementales visent à confirmer l'instauration de mesures d'atténuation destinées à réduire au minimum les effets sur l'environnement de la construction, de l'exploitation et de la cessation d'exploitation d'installations réglementées. Il arrive que les inspections soient coordonnées avec les interventions d'autres partenaires fédéraux et provinciaux. Lorsqu'il y a chevauchement de compétences, comme c'est le cas des ressources halieutiques et de la protection des espèces rares, les inspections portent surtout sur les méthodes de construction.

Tableau 4 - Activités d'assurance de la conformité sur place en 2007

En 2007, les membres du personnel de l'ONÉ ont mené :
17	Inspections de la sécurité et de l'intégrité
8	Inspections environnementales
6	Inspections environnementales post-construction
4	inspections de croisements de pipelines
6	Inspections de sûreté
2	Inspections pour donner suite aux préoccupations de propriétaires fonciers
6	Inspections portant sur les activités d'exploitation et d'entretien
3	Enquêtes liées à un incident sur place
2	Participation sur place à des exercices d'intervention d'urgence de sociétés
26	Rencontres d'examen préalable sur la conformité
19	Inspections de lieux de travail, en vertu du Code canadien du travail
99	Vérifications en tout relativement à la conformité, en 2007

Nota : Certaines de ces activités ont pu être jumelées. Les données sont fondées sur les renseignements disponibles dans la base de données de l'ONÉ en date du 21 janvier 2008.

Les inspections de croisements ont pour but de vérifier la conformité avec les parties I et II du Règlement sur le croisement de pipe-lines, par les sociétés pipelinières et les tierces parties qui traversent un pipeline. Les inspections de croisements assurent que les sociétés disposent de programmes efficaces de prévention des dommages et qu'elles déploient des efforts en vue de sensibiliser le public relativement à la sécurité dans les travaux d'excavation et de construction sur des pipelines relevant de la réglementation fédérale et autour de ceux-ci.

Les inspections de sûreté ont comme objectif de veiller à ce que les sociétés réglementées disposent de programmes adéquats et efficaces de gestion de la sûreté. Elles permettent également à l'Office de confirmer que les sociétés adoptent vraiment des mesures de prévention et d'intervention en cas d'actes malveillants susceptibles d'avoir des conséquences néfastes sur la population, l'environnement et la propriété, ainsi que sur la stabilité économique.

VÉRIFICATION DES SYSTÈMES DE GESTION

L'ONÉ vérifie les systèmes de gestion des sociétés qui relèvent de lui pour évaluer leur degré de conformité à La Loi sur l'ONÉ, à la LOPC, à la partie II du Code canadien du travail et aux règlements pertinents, ainsi que le degré de respect de leurs propres politiques, méthodes et procédures. En général, la vérification consiste à évaluer les activités de conception et de construction menées par la société, son programme de gestion de l'intégrité des pipelines, son programme de protection civile et d'intervention en cas d'urgence, de même que ses programmes de sécurité et de protection de l'environnement. L'Office a continué à raffiner son programme de vérification des systèmes de gestion et à améliorer les processus de planification, les éléments nécessaires à la mise en oeuvre du programme, les mesures de rendement et les procédures d'autoévaluation. Les améliorations requises sont connues et ont été classées par ordre de priorité, à partir d'une analyse des résultats des vérifications antérieures et d'une évaluation de la politique, des buts et objectifs, des processus et des procédures sous-jacents au programme de vérification du système de gestion lui-même. En 2007, l'Office a réalisé quatre nouvelles vérifications, qui ont révélé huit situations où des mesures de redressement devaient être prises par les sociétés.

En réponse aux rapports de vérification de l'ONÉ, les sociétés déposent des plans d'action corrective (PAC) auprès de l'Office pour donner suite à chaque constatation. Ce n'est qu'une fois que le PAC a été exécuté et contrôlé qu'une constatation peut être considérée officiellement comme réglée ou achevée. Jusqu'à présent, les sociétés visées ont pris des mesures correctives pour remédier à 65 % des constatations découlant des vérifications et 97 % des actions correctives prises ont été contrôlées et approuvées par l'Office. Ces résultats dénotent que le programme de vérification et la procédure de suivi contribuent véritablement à l'exécution du mandat de l'Office, qui est de protéger le public, les employés des sociétés et l'environnement.

VÉRIFICATIONS FINANCIÈRES

Dans le cadre du mandat qui lui est confié par la loi, l'Office procède régulièrement à des vérifications au titre de la réglementation financière des sociétés pipelinières qu'il réglemente. Lors de ces vérifications, l'Office vérifie si les pipelines qu'il réglemente sont conformes à la Loi sur l'Office national de l'énergie, ainsi qu'à sa réglementation, à ses décisions et à ses ordonnances. Grâce à ces vérifications, l'Office actualise ses connaissances sur les sociétés qui relèvent de lui, aussi bien sur le plan de l'économie que de l'efficacité.

En 2007, l'Office a réalisé une vérification de Centra Transmission Holdings Inc. (Centra) et, à la fin de l'année, avait trois vérifications supplémentaires en cours. La vérification de Centra a révélé que les procédures de commande et les procédures connexes étaient désuètes et différentes de celles exposées dans le tarif présenté à l'Office. Pour corriger cette situation, Centra a convenu d'entreprendre, en consultation avec ses expéditeurs, un examen en profondeur de son tarif et de déposer un tarif révisé auprès de l'Office qui serait plus fidèle à ses méthodes d'exploitation actuelles. L'Office a aussi fait ressortir une occasion pour Centra d'améliorer ses contrôles internes sur les virements télégraphiques. Centra a adopté cette recommandation.

TERRES NON ASSUJETTIES À DES ACCORDS DE GESTION CONJOINTE

Dans les régions pionnières du Canada, c'est-à-dire les terres publiques non assujetties à un accord fédéralprovincial de gestion conjointe, les agents de la sécurité et du contrôle de l'exploitation ont inspecté les programmes de forage et d'études géophysiques ainsi que les travaux de production menés par les sociétés, pour s'assurer que celles-ci se conforment au programme de travail approuvé par l'ONÉ et aux règlements pertinents. Ces inspections ont porté également sur les aspects liés à la santé et à la sécurité au travail. En 2007, les agents de la sécurité et du contrôle de l'exploitation ont effectué 12 inspections d'activités et d'installations sur des terres non assujetties à un accord de gestion conjointe. Onze promesses de conformité volontaire ont été données en vertu de la partie II du Code canadien du travail et dix-sept directives pour défaut de conformité ont été émises aux termes de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada. Les sociétés en cause ont remédié aux cas de non-conformité à la satisfaction des agents de la sécurité et du contrôle de l'exploitation pendant que ces derniers étaient encore sur place ou dans un délai convenu.

CONDITIONS ENVIRONNEMENTALES

L'Office s'assure que les sociétés observent les conditions contenues dans les ordonnances ou les certificats qu'il délivre, ainsi que dans les engagements pris par les sociétés dans leurs demandes ou d'autres programmes, comme celui de protection de l'environnement, les mesures d'atténuation ou les promesses de surveillance. En fixant des conditions qui doivent être respectées tout au long d'un projet, l'Office est en mesure de surveiller l'évolution de celui-ci d'un stade à un autre tout au long de son cycle de vie. Le contrôle de la conformité se fait au moyen d'inspections et de rencontres avec les sociétés, ainsi que par des vérifications visant à s'assurer que les engagements produisent les résultats attendus.

ACTIVITÉS D'EXPLOITATION ET D'ENTRETIEN DES PIPELINES

Depuis 2005, l'ONÉ utilise une approche fondée sur le risque pour axer les inspections sur des activités choisies d'exploitation et d'entretien de pipelines. Cette approche fondée sur le risque clarifie et simplifie la surveillance réglementaire des activités qui font partie de l'exploitation courante d'installations approuvées et permet à l'Office et aux sociétés réglementées de concentrer leurs ressources sur les activités présentant un fort risque.

En 2007, l'Office a reçu 49 notifications concernant des activités d'exploitation et d'entretien; six d'entre elles ont donné lieu à une inspection par l'Office.

INCIDENTS ET SITUATIONS D'URGENCE

Gestion des situations d'urgence

Lorsque survient une situation d'urgence, la principale fonction de l'ONÉ est de surveiller de quelle façon l'entreprise intervient pour la maîtriser, puis de s'assurer que toutes les mesures humainement possibles sont prises pour protéger les employés, le public et l'environnement. De plus, l'ONÉ s'assure que les sociétés réglementées disposent de programmes efficaces de gestion des situations d'urgence permettant d'atténuer de manière adéquate tout effet néfaste d'une situation d'urgence.

Les sociétés réglementées sont tenues de soumettre à l'Office des versions à jour de leur plan d'intervention d'urgence. L'Office exploite également une ligne téléphonique surveillée et un système d'appel d'urgence qui fonctionnent 24 heures sur 24 toute l'anneé. En 2007, des membres du personnel de l'ONÉ sont intervenus sur place en réponse à trois incidents.

L'Office encourage les sociétés pipelinières à simuler des interventions d'urgence sur maquette ou à tenir des exercices complets sur le terrain et il y participe. En 2007, l'Office a pris part à l'Opération NARWHAL 2007 dans les Territoires du Nord-Ouest et à trois exercices auprès de sociétés soumises à son autorité.

Incidents

Les sociétés réglementées par l'Office sont tenues de signaler les incidents qui surviennent à l'Office lui-même et au Bureau de la sécurité des transports (BST). En vertu d'une entente conclue entre les deux organismes, tous les incidents mettant en cause des pipelines sont signalés au BST par la société, dès que possible. Le BST informe l'Office aussitôt et les deux organismes collaborent alors pour enquêter sur l'incident.

Le signalement des incidents permet de fournir à l'ONÉ les renseignements nécessaires pour évaluer la pertinence des mesures d'intervention prises par les sociétés dans des situations qui sont susceptibles d'avoir des conséquences néfastes sur le public, la sûreté des installations et l'environnement. De plus, cela permet à l'ONÉ de faire enquête ou, s'il y a lieu, de prendre des mesures d'urgence. Si une enquête révèle que des mesures correctives sont nécessaires, l'Office veille à ce que celles-ci soient prises, soit par la société en cause, soit par l'industrie dans son ensemble.

L'Office définit comme incident :

• un accident mortel ou une blessure grave;
• un effet environnemental négatif important;
• une explosion ou un incendie non intentionnel;
• le rejet non intentionnel ou non confiné de plus de 1 500 litres d'hydrocarbures à basse pression de vapeur;
• le rejet non intentionnel ou non contrôlé de gaz ou d'hydrocarbures à haute pression de vapeur;
• l'exploitation d'un pipeline au-delà de ses tolérances de conception déterminées selon les normes CSA Z662 et CSA Z276, ou des limites d'exploitation imposées par l'Office;
• dans une usine de traitement, tout événement qui a, ou pourrait avoir, un effet négatif important sur les biens matériels, l'environnement ou la sécurité des personnes.

En 2007, 56 incidents remplissaient les conditions de signalement de l'Office, comparativement à 55 en 2006 et 50 en 2005. De ce nombre, trois incidents ont mené à des enquêtes du personnel de l'Office.

• Le 15 avril 2007, une rupture de canalisation survenue près de Glenavon, en Saskatchewan, s'est traduite par le déversement d'environ 990 mètres cubes (6 230 barils) de pétrole. Depuis, l'Office a mené trois inspections distinctes des lieux de l'incident et a confirmé que tout le sol contaminé avait été enlevé. Les activités de remise en état ont été achevées à la fin d'octobre 2007. Le BST agit comme principal enquêteur pour cet incident, pour lequel l'Office continue à fournir sa collaboration.
• Le 24 juillet 2007, un oléoduc situé à l'intérieur des limites de la ville de Burnaby, en Colombie- Britannique, a été frappé par une pelle rétrocaveuse, entraînant le déversement d'environ 232 mètres cubes (1 460 barils) de pétrole brut dans une zone résidentielle densément peuplée. Le BST agit comme chef de file pour l'enquête menée dans le but de connaître la cause et les facteurs ayant mené à l'incident.
• Le 22 octobre 2007, pendant la construction d'un pipeline dans le parc national Jasper, un employé d'un entrepreneur a été heurté par la flèche latérale d'une grue, subissant une fracture ouverte à la jambe droite. Cette blessure a ultérieurement obligé l'amputation de la jambe au-dessus du genou. L'Alberta Workplace Health and Safety mène l'enquête puisque la personne qui a subi la blessure était l'employé d'un entrepreneur. L'Office prête son aide et continuera à mener des inspections de sécurité pour ce projet.

Lorsqu'un déversement d'hydrocarbures se produit, l'ONÉ effectue une vérification de la conformité pour s'assurer que les mesures nécessaires ont été prises pour assainir les lieux. L'ONÉ s'efforce actuellement de donner un caractère formel à ce processus et, à cette fin, il conçoit des outils qui lui permettront de suivre et de gérer les dossiers d'assainissement des lieux de déversement d'une manière plus méthodique et efficace. Le tableau 5 présente un sommaire des rejets d'hydrocarbures gazeux et liquides à signaler qui se sont produits en 2007.

Table 5: Gaseous and Liquid Releases Reported in 2006 and 2007

Incident	Nombre de cas en 2006	Nombre de cas en 2007
Rejets de gaz naturel (n'importe quel volume de gaz corrosif ou non corrosif)	19	24
Déversements de plus de 1 500 litres d'hydrocarbures liquides à basse pression de vapeur (il s'agissait de pétrole brut dans tous les cas)	7	9
Rejets d'hydrocarbures liquides à haute pression de vapeur, comme des liquides de gaz naturel ou du propane	3	0
Rejets de soufre liquide, de petits volumes d'hydrocarbures liquides à faible pression de vapeur (carburant diesel, essence et pétrole brut), d'amines et d'autres fluides utilisés dans les installations et les usines à gaz, ou à proximité.	11	4

Dans les régions pionnières non assujetties à un accord de gestion conjointe, on a signalé 22 rejets à déclaration obligatoire en 2007, comparativement à 21 en 2006. Vingt et un des rejets de 2007 n'étaient pas des hydrocarbures, par exemple du fluide de forage et des eaux usées. Tous les rejets ont été maîtrisés et nettoyés.

EXPERTISE TECHNIQUE

En 2006, l'Office a joué un rôle actif dans la formation d'un nouveau comité technique des normes, sous l'autorité de l'Association canadienne de normalisation. Le comité a travaillé de manière efficace à l'élaboration d'une norme consensuelle à l'égard des programmes de gestion de la sûreté instaurés dans l'industrie gazière et pétrolière au Canada. La publication de cette norme est attendue en juillet 2009.

Les normes canadiennes pertinentes sont incorporées par renvoi dans les règlements de l'ONÉ. Pour cette raison, des membres du personnel de l'Office participent activement aux travaux des comités sur la norme CSA Z662, qui porte sur les réseaux de canalisations de pétrole et de gaz, la norme CSA Z276 visant le gaz naturel liquéfié, la norme CSA B51 concernant l'équipement sous pression et la norme ISO/TC 67 intitulée Matériel, équipement et structures en mer pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel. Au terme de modifications en profondeur, les normes Z662 et Z276 ont été republiées en juillet 2007. Les membres du personnel de l'Office ont prêté assistance pour la traduction française des deux normes, afin qu'elles puissent être mentionnées par le Conseil canadien des normes comme normes nationales.

L'Office a continué d'accueillir des délégations étrangères et leur a présenté un aperçu du cadre de réglementation canadien. En 2007, l'Office a accueilli des délégations de la Thaïlande, du Pérou et de la Norvège.

L'Office trouve important de diffuser ses connaissances spécialisées à l'échelle nationale et internationale. Au cours des deux dernières années, des membres du personnel de l'ONÉ ont participé, à titre d'organisateurs et de conférenciers, à plusieurs grandes rencontres de l'industrie, dont la conférence internationale sur les pipelines, la conférence de l'International Association for Impact Assessment, la conférence sur les pratiques exemplaires relativement au pétrole et au gaz du Nord, l'atelier de Banff sur les pipelines, le forum sur les accidents pipeliniers de la Commission économique des Nations Unies pour l'Europe, la conférence de Rio sur les pipelines et le forum biennal sur la norme Z662 de la CSA. Des membres du personnel de l'Office ont également fait paraître des articles dans le Journal of Pipeline Integrity, en plus d'avoir rédigé des chapitres du volume accompagnant le Code sur les chaudières, les appareils et les tuyauteries sous pression de l'ASME. Par ailleurs, l'Office national de l'énergie est membre du groupe spécial d'experts des Nations Unies chargé de prodiguer des conseils et des avis sur l'établissement de normes et de définitions universelles dans le domaine des réserves pétrolières et minérales.

Des membres du personnel de l'Office ont siégé au comité organisateur et à un comité technique chargés de la préparation de la conférence internationale sur les pipelines qui s'est tenue à Rio de Janeiro en octobre 2007 ainsi qu'à l'atelier de Banff sur les pipelines du CANMET, qui a eu lieu en avril 2007. De plus, des employés de l'Office occupent des postes de direction au sein de la Division des réseaux pipeliniers de l'American Society of Mechanical Engineers et de l'International Petroleum Technology Institute - organismes internationaux à but non lucratif voués à la dissémination des progrès de la technologie pipelinière partout dans le monde.

RECHERCHE ET DÉVELOPPEMENT

La recherche et le développement dans le secteur pipelinier ont une portée internationale. L'Office suit ces activités de près par sa participation aux travaux d'organismes comme le Groupe interministériel de recherche et d'exploitation énergétique de Ressources naturelles Canada et le Comité consultatif technique sur les matériaux du Centre de la technologie de l'énergie de CANMET, établi à Ottawa, et grâce à ses échanges avec la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration des États-Unis.

Le Fonds pour l'étude de l'environnement (FÉE) finance des projets de recherche d'ordre environnemental et social associés à l'exploration, la mise en valeur et la production d'hydrocarbures dans les régions pionnières canadiennes non assujetties à des accords de gestion conjointe. L'ONÉ fournit des ressources techniques et administratives à son Conseil de gestion, qui est composé de représentants de l'industrie, des gouvernements et du grand public. Le président du Fonds est Robert Steedman, qui fait partie de l'Équipe de la direction de l'Office. En 2007, le Conseil de gestion a approuvé neuf nouvelles études, a continué à financer des études approuvées antérieurement et a participé à l'actualisation de la norme S471 de la CSA sur les structures extracôtières.

Tout au long de son histoire, l'Office a fourni au public canadien des occasions de participer au processus de prise de décisions en matière de réglementation. Au cours des dernières années, l'Office a accru ces occasions, en incluant de vastes consultations sur de nouveaux processus, en augmentant le nombre de rencontres et d'audiences dans les collectivités touchées et en multipliant les outils qui donnent accès à ses processus pour le grand public. Une participation efficace des citoyens nécessite l'engagement de toutes les parties prenantes dans une démarche de communication ouverte, honnête et transparente. Les parties touchées par les projets proposés jouent gros, et pour prendre des décisions dans l'intérêt public, il est essentiel que l'Office s'assure d'une participation suffisante de celui-ci. Des processus simplifiés, des séances d'information, l'accès aux documents de réglementation par Internet et le mécanisme de règlement des différends sont autant de moyens auxquels l'Office a recours pour atteindre son objectif d'encourager la participation efficace du public.

PARTICIPATION DES PEUPLES DU NORD ET DES PEUPLES AUTOCHTONES : EN QUÊTE DE COMPRÉHENSION

En 2007, dans le cadre du Projet de recherche sur la participation des populations du Nord, instauré en 2006, le personnel de l'Office s'est rendu dans quatre collectivités de cette région : Inuvik, Tuktoyaktuk, Colville Lake et Fort Liard.

Ce projet avait comme but d'évaluer si les populations vivant dans ces collectivités comprenaient suffisamment bien le rôle de l'Office dans le processus de mise en valeur des ressources énergétiques du Nord et du processus réglementaire. Cependant, le compte rendu du personnel de l'Office, à son retour à Calgary, renfermait bien d'autres renseignements. Les interactions avec divers groupes communautaires, dont les trappeurs, les Métis et les Aînés des Premières nations, ont ouvert des portes à un plus grand dialogue, une meilleure compréhension et un plus grand sentiment de rapprochement entre l'Office et les populations de ces collectivités.

« Ils nous ont exprimé leur surprise et leur bonheur relativement à notre prise de contact non officielle, aux seules fins de discussion », a déclaré Karla Reesor, chef technique du programme de participation et de règlement des différends. « Le but de ces visites était de s'adresser aux collectivités, à l'extérieur du cadre habituel des pourparlers intergouvernementaux. »

La démarche de l'Office a donné aux gens le temps de parler et de poser des questions, sans la rigueur des audiences officielles, ainsi que d'échanger d'une manière ouverte axée sur la collectivité. Le personnel de l'Office a préparé des profils des collectivités qui permettent de cerner les besoins locaux, d'accroître la capacité de l'Office à comprendre ces besoins et de mieux faire comprendre aux collectivités le rôle de l'Office dans le Nord. Cette plus grande sensibilisation éclairera celui-ci dans son travail à venir sur la participation de la population.

Le Projet de recherche sur la participation des populations du Nord constitue un élément clé de l'objectif de l'Office d'être proactif dans l'établissement de relations avec les collectivités Métis, les Premières nations et toutes les collectivités touchées par notre infrastructure énergétique.

ÉCOUTER ET DONNER SUITE AUX PLAINTES DES PROPRIÉTAIRES FONCIERS

L'ONÉ s'attend à ce que les sociétés d'énergie qu'il réglemente favorisent la participation des personnes susceptibles d'être touchées par leurs activités aux discussions entourant l'élaboration du projet, aussi bien durant la phase de construction que celle de l'exploitation. Les sociétés sont censées répondre à toute plainte reçue des propriétaires fonciers ou du public, mais le personnel de l'ONÉ peut faciliter le consensus, grâce au programme de règlement des plaintes des propriétaires fonciers.

En 2007, l'Office a été saisi de 34 plaintes venant de propriétaires fonciers. Les enjeux non réglés, comme les inquiétudes entourant les mauvaises herbes nuisibles sur les emprises des pipelines, constituent l'une des deux principales catégories de récriminations. L'autre a trait aux droits des propriétaires fonciers, notamment le droit d'accès à la propriété, les avis des sociétés et la négociation d'ententes. Plus de 85 % de ces plaintes ont été réglées.

Si la question est complexe, ou si elle a trait à des préoccupations liées à la sécurité ou à l'environnement, l'ONÉ effectue une inspection sur place et organise habituellement une rencontre entre les parties. Si un rapprochement entre les parties est possible, un facilitateur entame le processus de règlement des différends, et les inspecteurs de l'ONÉ en matière de sécurité ou d'environnement peuvent fournir des avis techniques pour aider les parties à parvenir à une solution. Si les parties demeurent incapables de s'entendre, la question est portée à l'attention de l'Office, lequel rend une décision.

UTILISATION D'UNE DÉMARCHE FONDÉE SUR LES INTÉRÊTS

L'Office estime qu'il est dans l'intérêt de toutes les parties de résoudre les problèmes dès les premières étapes du processus réglementaire. Il adopte un éventail de démarches fondées sur les intérêts dans l'exécution de ses fonctions de réglementation. Ces autres méthodes lui permettent et permettent aux parties prenantes de discuter des besoins, d'arriver à une entente et d'élaborer des règlements plus exhaustifs.

En ce qui concerne les demandes et les processus sur lesquels l'Office exerce un contrôle, celui-ci encourage l'utilisation de processus fondés sur les intérêts, avant de se tourner vers des pratiques juridictionnelles officielles. Cette approche produit des résultats plus efficaces, réduit les délais de traitement et abaisse les coûts. Il arrive toutefois que l'audience soit le moyen le plus efficace et le plus approprié pour examiner un dossier.

AVIS DE DEMANDES SANS AUDIENCE

L'Office est résolu à continuellement améliorer les processus réglementaires, afin de s'assurer que ses décisions sont prises dans l'intérêt du public et en respectant les droits des parties touchées.

En 2007, des membres du personnel de l'ONÉ ont évalué les processus de demande en place et proposé des changements au Guide de dépôt pour que ces processus, en particulier les demandes qui ne nécessitent pas automatiquement une audience publique, soient justes et inclusifs. Ces modifications exigent des demandeurs qu'ils démontrent qu'un avis suffisant a été donné à toutes les personnes susceptibles d'être touchées relativement à :

• leur intention de présenter une demande à l'Office; et
• la manière dont les parties intéressées peuvent faire connaître à l'Office, d'une manière opportune, tous les enjeux non réglés concernant la demande, de sorte que celui-ci puisse les prendre en considération dans sa décision sur la demande.

Depuis longtemps, les sociétés réglementées par l'Office sont tenues d'informer les personnes susceptibles d'être affectées par les demandes adressées à l'Office qui déclenchent des audiences publiques. Les changements apportés récemment au Guide de dépôt les obligent désormais à faire de même pour les demandes ne nécessitant pas d'audiences publiques.

L'Office s'attend à ce que ces modifications clarifient la situation et fournissent l'assurance que les sociétés qu'il réglemente informent suffisamment les personnes pouvant être touchées, et que les personnes intéressées par la demande aient la possibilité de se faire entendre de l'Office avant qu'une décision les affectant soit prise.

PARTICIPATION AVANT ET APRÈS L'AUDIENCE

L'Office s'emploie activement à l'atteinte de son objectif de faire participer le public afin de l'aider à remplir son mandat. Pour y arriver, il a élaboré une série de stratégies pour permettre de satisfaire les besoins en information des parties prenantes avant, durant et après la tenue de l'audience. Le Mécanisme approprié de règlement des différends aide à entretenir les relations entres les divers groupes touchés par le travail de l'Office, en facilitant les approches fondées sur les intérêts tout au long du cycle de vie d'un projet, de la préparation avant la demande à l'exploitation du projet, en passant par le processus de demande lui-même. Ce mécanisme aide toutes les parties à mieux comprendre les enjeux et à concevoir un cadre permettant de régler les litiges.

Avant même que la demande soit présentée, l'Office travaille avec les sociétés et les collectivités touchées pour s'assurer que les questions susceptibles d'être soulevées durant l'audience soient soulevées, traitées et, si possible, réglées avant la tenue de celle-ci. Au besoin, le travail de préparation est effectué par des séances d'information où le rôle de l'Office tout au long du cycle de vie d'un projet est expliqué et où l'on fournit des renseignements précis sur le processus d'audience. Il arrive aussi que des conférences de planification soient organisées pour recueillir les points de vue de la population sur le processus d'audience.

Une fois l'audience commencée, les membres du public peuvent participer à titre d'intervenants, se joindre à d'autres parties ayant des intérêts communs pour présenter une intervention conjointe ou unir leurs voix à celle d'une organisation non gouvernementale. Les parties intéressées peuvent également faire parvenir des lettres de commentaires ou présenter des exposés oraux au cours de l'audience publique, s'il leur est permis de le faire.

L'Office réglemente la durée de vie totale, ou cycle de vie, des projets approuvés, afin de veiller à ce que les conditions qui encadrent un projet soient respectées, que les préoccupations des parties prenantes soient résolues et que les installations soient exploitées de manière sûre et responsable. Afin de renforcer l'engagement de l'Office à superviser les installations qu'il réglemente, de la construction jusqu'à la cessation d'exploitation, le personnel de l'Office a recours à un nombre grandissant d'activités de participation post-audience.

À titre d'exemple, l'intérêt du public dans le projet de gazoduc Brunswick d'Emera à Saint John, au Nouveau- Brunswick, est demeuré au coeur de l'action de l'Office, même après que l'approbation du projet, en mai 2007, ait été donnée. Le personnel de l'Office a identifié un besoin de communication accrue relativement à sa participation dans les projets, y compris des moyens lui permettant de travailler avec les sociétés pour promouvoir la sécurité, la planification complète des urgences et la gestion responsable de l'environnement ainsi que de s'assurer que les principales préoccupations du public étaient prises en considération tout au long du cycle de vie d'un projet. Pour faire face à la situation, l'Office a mis au point de nouvelles méthodes de participation, notamment une nouvelle section sur son site web où les parties prenantes seront tenues informées de l'évolution de la réglementation sur un projet et sur les questions de sensibilisation aux urgences, ainsi que sur les stratégies à l'égard des médias. Le personnel de l'Office chargé de la participation et des communications continuera à jouer un rôle actif au sein du groupe de travail du projet de gazoduc Brunswick d'Emera qu'il a mis en place.

RAFRAÎCHISSEMENT DU SITE WEB

En 2007, l'Office a conclu son projet, qui a duré un an, de rafraîchir son site Web. Ce travail a fait suite à un exercice de rétroaction sur la navigation et l'apparence du site. Le site rafraîchi reflète les nouvelles normes des programmes Gouvernement en direct et Normalisation des sites Internet, établis par le Conseil du Trésor. Il est ainsi plus intuitif et plus facile à utiliser.

Outre la révision du site, l'équipe des communications a joué un rôle de premier plan dans l'affichage d'articles importants qui tiennent les parties prenantes et les visiteurs occasionnels informés des activités et des initiatives de l'Office. Parmi les autres éléments de contenu qui ont été ajoutés, notons des liens rapides vers les audiences de l'Office et notre rapport intitulé L'avenir énergétique du Canada, paru à la fin de 2007.

INFORMER LES CANADIENS SUR LES QUESTIONS ÉNERGÉTIQUES

L'Office offre des renseignements sur le marché de l'énergie par ses évaluations du marché, des rapports statistiques et ses consultations auprès d'autres organisations. Toute cette information est mise à la disposition des Canadiens et Canadiennes sur le site Web.

SONDAGES POSTÉRIEURS AUX AUDIENCES

L'Office croit qu'une des meilleures façons d'évaluer son rendement relativement à la promotion de l'intérêt public consiste à demander l'avis de ses parties prenantes. Au terme d'une audience, l'Office envoie un sondage à tous les participants inscrits pour recueillir leur rétroaction sur son processus d'audience. En 2007, elle a procédé à cinq sondages de la sorte. Dans la majorité des cas, , les participants ont indiqué qu'ils étaient d'accord avec l'énoncé suivant : « Dans l'ensemble, j'ai été satisfait(e) de mes contacts avec l'ONÉ. »

L'Office est déterminé à exceller dans toutes les facettes de son travail et reconnaît l'importance d'investir dans les gens, les processus et les systèmes nécessaires pour constamment améliorer ses résultats et remplir son mandat.

NOTRE ENGAGEMENT DANS LE PERFECTIONNEMENT PROFESSIONNEL, LA RÉMUNÉRATION ET LES AVANTAGES SOCIAUX

L'Office s'efforce de maintenir en emploi des effectifs professionnels, compétents et bien formés, en s'assurant d'offrir à tous les membres de son personnel des occasions d'apprendre.

Son action est inspirée par sa vision d'être une organisation hautement performante et gérée de manière stratégique, où les postes sont dotés en personnel au moment opportun, par la personne qui convient. Afin de tenir compte du fait que le rendement de l'organisation est directement lié à l'excellence technique et à la souplesse de nos effectifs, nous avons mis en place un processus d'évaluation du rendement annuel qui rattache le rendement de chacun des membres du personnel aux priorités de l'Office en matière de fonctionnement. Au cours de la dernière année, un projet pilote de rémunération au rendement a été introduit, de manière à reconnaître et récompenser le rendement individuel.

En 2007, l'Office a raffiné un cadre de travail favorisant l'acquisition de connaissances, de compétences et d'expérience, qui permet aux employés de progresser dans l'atteinte de leurs objectifs personnels tout en contribuant à la mission de l'Office. Ce dernier appuie l'avancement de carrière en offrant à tout son personnel des occasions de participer à des programmes de perfectionnement, un encadrement professionnel et d'autres occasions d'apprentissage. Ces occasions peuvent être axées sur la réalisation des attentes actuelles ou le dépassement des objectifs, et font partie intégrante d'une plus vaste stratégie de planification de la relève. L'année dernière, les membres du personnel de l'ONÉ ont consacré environ 14 000 heures aux activités d'apprentissage, que ce soit en assistant à des conférences, en suivant des cours structurés ou des programmes d'études ou encore en participant à une formation en cours d'emploi. En avril 2007, l'Office a lancé son projet Excellence technique, dont l'objectif est de promouvoir le transfert, en temps opportun, de connaissances et l'amélioration des compétences. À ce jour, près de 200 employés de l'Office ont reçu une formation dans une foule de domaines d'ordre technique et législatif.

De manière plus précise, le programme de formation au leadership de l'Office est axé sur le développement des compétences de gestionnaires et des qualités de chef. En participant à ce programme, les chefs actuels et éventuels affûtent leurs compétences au moyen de programmes de formation en cours d'emploi offerts à l'interne, ainsi que par l'entremise d'organisations de l'extérieur, comme le très renommé Centre de Banff. Le programme interne porte sur les connaissances propres à l'État qui sont nécessaires pour la gestion des finances, de l'approvisionnement, des ressources humaines et de l'information sur le gouvernement. Ceux sur le leadership du Centre de Banff s'attardent à l'approfondissement des compétences de leadership stratégiques, personnelles et d'équipe.

En 2007, l'Office a mis en oeuvre une nouvelle stratégie en matière de formation et a offert trois cours personnalisés. Soixante-douze employés se sont inscrits au cours qui correspondait le mieux à leur rôle et à leur niveau d'expérience. L'Office a aussi fourni de l'encadrement et du soutien aux gestionnaires de projets, et a préparé une norme visant à définir les compétences exigées de ceux-ci.

Notre programme de reconnaissance et de récompenses, dont le point culminant est la cérémonie annuelle de remise de prix, souligne les efforts et les réussites du personnel au fil des mois. Ce programme comporte toute une gamme de mesures officielles et non officielles visant à exprimer et à renforcer collectivement les valeurs de l'Office et le moyen pour les gens de travailler efficacement ensemble.

 

CONTRIBUTION À LA COLLECTIVITÉ

L'Office national de l'énergie continue de participer activement à la vie de la collectivité. En 2007, la direction de l'Office a pris l'engagement d'instaurer une culture fondée sur le don. L'Office encourage son personnel à participer au programme de Journées d'entraide durant les heures de travail, en accordant l'équivalent du temps

• en ramassant plus de 60 000 $ pour appuyer la campagne annuelle Centraide/PartenaireSanté. L'ONÉ a remporté le prestigieux Prix d'excellence du secteur public lors de la cérémonie annuelle Spirits of Gold de Centraide, région de Calgary;
• en accomplissant bénévolement des travaux dans la collectivité dans le cadre du programme Journées d'entraide, en :
  • remplissant des boîtes de présents pour Operation Christmas Child;
  • décorant le refuge pour sans-abris Mustard Seed;
  • aidant par des dons et du bénévolat à la banque alimentaire Calgary Interfaith Food Bank;
• en jouant du marteau au profit de Habitat pour l'humanité, dans le cadre de trois journées de construction;
• en donnant des vêtements d'hiver pour soutenir la Calgary Urban Project Society.

INITIATIVES GÉNÉRALES CLÉS

Tout au long de 2007, l'Office a poursuivi sa mise en oeuvre d'un système de gestion de la qualité qui servira de cadre pour :

• exécuter les processus de l'Office d'une manière efficace et efficiente;
• veiller à répondre aux besoins des parties prenantes;
• assurer l'uniformité des processus, s'il y a lieu, et la flexibilité, lorsque cela est possible;
• favoriser l'amélioration continue des processus.

Dès le mois d'avril, l'Office avait surpassé son objectif de 60 % de réalisation de l'« indice d'échéance du SGQ » en s'inspirant de la norme ISO 9001:2000 intitulée Systèmes de management de la qualité - Exigences.

Le SGQ fait maintenant bien partie de la culture de l'Office et est accepté comme la façon de travailler. Tous les nouveaux employés sont initiés au SGQ afin de pouvoir utiliser les quelque 500 documents décrivant les soixante-dix processus et sous-processus de l'Office. En 2007 seulement, le personnel a formulé 363 suggestions d'amélioration - de nombreuses ayant été mises en place - de nos produits et de nos processus.

Le projet de refonte du système de gestion de l'information de l'Office vise à instaurer les outils, la formation, les techniques et les pratiques nécessaires pour répondre aux besoins de l'ONÉ, et à ceux du gouvernement du Canada, au chapitre de la gestion de l'information. Dans le cadre de ce projet, l'ensemble d'outils standard de gestion de l'information du gouvernement du Canada, connu sous le nom de Système de gestion des dossiers, des documents et de l'information, ou SGDDI, a été adopté. Les consultations menées auprès du personnel et des secteurs clés de l'Office ont été complétées afin d'assurer un arrimage avec le travail fait à ce jour. Le plan de l'Office relativement aux dossiers a fait l'objet d'un examen et a été actualisé pour le rendre conforme aux lignes directrices de Bibliothèque et Archives Canada. Le projet de refonte du système de gestion de l'information de l'Office simplifiera le traitement de l'information à l'Office et conservera l'information qui a une valeur archivistique pour les Canadiens et Canadiennes. Au cours du premier trimestre de 2008, tous les membres du personnel de l'Office recevront une formation à l'utilisation du système de gestion de l'information et du SGDDI, ce qui permettra à tous et toutes de partager un dépôt de sources d'information géré de manière centralisée et de contribuer à son enrichissement.

L'ONÉ, UN EMPLOYEUR DISTINCT

L'ONÉ est un employeur distinct au sein de la fonction publique depuis décembre 1992. À ce titre, des pouvoirs de gestion des ressources humaines ont donc été transférés du Conseil du Trésor au président de l'ONÉ. En conséquence, l'ONÉ est responsable de la création et du maintien de son propre système de classification, de l'élaboration de ses politiques et pratiques de gestion des ressources humaines, et de la négociation des conventions collectives qui définissent les conditions d'emploi de son personnel.

Malgré son statut d'employeur distinct, l'ONÉ demeure assujetti aux lois fédérales. Il est régi par la Loi sur l'emploi dans la fonction publique (LEFP) pour ce qui concerne l'avancement, la conservation et le recrutement de son personnel, et les relations employeur-employé sont assujetties aux dispositions de la Loi sur les relations de travail dans la fonction publique. De plus, il est soumis à la philosophie du service public plus vaste, ce qui comprend des régimes de rémunération. Les questions financières relèvent de la Loi sur la gestion des finances publiques, cette dernière étant administrée par le Secrétariat du Conseil du Trésor. L'ONÉ est également assujetti aux dispositions et normes de la Loi sur les langues officielles et de la Loi sur l'équité en matière d'emploi.

D'une manière générale, les pratiques de l'Office sur le plan de l'emploi sont encadrées par des lois qui relèvent de la Commission de la fonction publique, mais un bon nombre des pratiques concernant la rémunération et les avantages sont du ressort du Secrétariat du Conseil du Trésor. Par ailleurs, l'Office étant installé uniquement à Calgary, où le marché de l'emploi est très concurrentiel, le taux de chômage très bas et le coût de la vie élevé, il est directement touché par la rareté de ressources qualifiées, en particulier lors du recrutement à même les rangs du gouvernement fédéral.

PRINCIPAUX RENSEIGNEMENTS FINANCIERS

Chaque année, l'ONÉ présente ses plans et ses prévisions de dépenses pour l'année à venir dans un document intitulé Budget des dépenses - Partie III - Rapport sur les plans et les priorités, qui est déposé au Parlement. À la fin de chaque exercice, le 31 mars, l'Office rend compte des résultats obtenus dans un document appelé le Rapport ministériel sur le rendement, qui est lui aussi déposé au Parlement et qui fait partie des instruments dont l'Office se sert pour rendre des comptes au public.

On peut consulter ces documents dans le site Web du Conseil du Trésor.

Les renseignements financiers présentés dans ces rapports sont établis en conformité avec les normes comptables du Conseil du Trésor, lesquelles se fondent sur les principes comptables généralement reconnus au Canada.

L'Office recouvre environ 90 % de ses coûts auprès des sociétés qu'il réglemente. Toutes les sommes ainsi recouvrées sont versées au Trésor. L'Office fonctionne selon un cycle reposant sur l'année civile, et ses états financiers sont préparés pour faire état de ses activités. Le Règlement sur le recouvrement des frais de l'Office national de l'énergie définit la nature des coûts que l'Office est autorisé à recouvrer et les modes de recouvrement.

Les sociétés réglementées sont classées selon leur importance, en fonction des définitions contenues dans le Règlement. Les sociétés de faible et moyenne importance versent des contributions fixes tandis que les sociétés de grande importance versent des contributions qui varient selon le montant total des dépenses occasionnées à l'Office, la répartition des frais à recouvrer entre les trois groupes de produits (gaz naturel, pétrole brut et électricité) et le niveau d'activité signalé par chaque société réglementée.

Les états financiers établis pour les besoins du recouvrement des frais sont vérifiés annuellement. Ces documents sont disponibles sur le site de l'Office à l'adresse www.one-neb.gc.ca. Il suffit de cliquer sur Rapports, puis sur Vérificateur et états financiers de l'ONÉ (rapports du). Les sociétés assujetties au régime de recouvrement des frais peuvent discuter des activités et des dépenses de l'Office en assistant aux rencontres du Comité de liaison sur le recouvrement des frais. Se réunissant de deux à quatre fois par année, le Comité fournit une tribune où l'Office peut rendre compte de ses activités, et où les représentants de l'industrie peuvent soulever des questions, formuler des commentaires et offrir des suggestions concernant le fonctionnement de l'Office.

Le secteur canadien de l'énergie a été très actif, avec comme conséquence que l'Office, à titre d'organisme de réglementation, a été soumis à une forte demande. Pour cette raison, ses coûts sont fortement en hausse. Afin de pouvoir continuer à remplir son mandat d'une manière efficace, l'Office a dû trouver de nouvelles sources de financement. Il s'est donc tourné vers le Conseil du Trésor qui, le 18 septembre 2007, a accueilli sa demande favorablement en lui accordant une somme supplémentaire de 25,5 millions de dollars sur une période de trois ans. Ces fonds permettront à l'Office de faire face à la hausse de ses coûts de fonctionnement. Comme cela a été indiqué précédemment, ces dépenses pourront être recouvrées en vertu du Règlement sur le recouvrement des frais.

En 2007, l'Office a préparé un plan d'activités aux fins de l'affectation des ressources et du suivi de chaque équipe et de chaque secteur, de manière à le soutenir dans l'exécution de son mandat et de son plan stratégique. Cette année, le plan d'activités a évolué pour devenir un document dynamique qui sert d'outil efficace pour la gestion des ressources. Ce processus a été facilité en reliant la plupart des activités du plan à notre système de comptabilité générale.

PRÉSENTATION AU CONSEIL DU TRÉSOR

À la fin du dernier exercice, en avril 2007, l'Office s'est adressé au Conseil du Trésor en vue d'obtenir de nouvelles ressources humaines et financières. Travaillant avec un échéancier très serré, auquel s'ajoutaient les contraintes que pose la présence d'un gouvernement minoritaire, la présentation a été achevée le 18 septembre 2007. Celle-ci était d'une telle qualité que la demande a été approuvée telle que présentée, sans condition s'y rattachant.

La réussite de cette présentation est surtout attribuable aux efforts et à la détermination du groupe de travail qui était du nombre des titulaires du prix du président.

Président et premier dirigeant Gaétan Caron

Natif de Québec, M. Caron a obtenu un baccalauréat en génie rural de l'Université Laval et une maîtrise en administration des affaires de l'Université d'Ottawa.

Il s'est joint à l'Office national de l'énergie en 1979 où il a occupé plusieurs postes. Avant d'être nommé membre de l'Office en 2003, il remplissait les fonctions de chef des opérations. Il a été désigné viceprésident en 2005 et président en 2007.

M. Caron est président de l'Association canadienne des membres des tribunaux d'utilité publique (CAMPUT) et membre de l'Association professionnelle des cadres de la fonction publique du Canada, de l'Ordre des ingénieurs du Québec et du conseil d'administration de l'organisme Centraide de Calgary.

Vice-présidente Sheila Leggett

M^me Leggett a publié plusieurs articles et présenté des exposés partout au Canada. Leggett détient un baccalauréat en biologie de l'Université McGill et une maîtrise en biologie de l'Université de Calgary. Elle a de l'expérience en réglementation et connaît bien les questions environnementales.

Immédiatement avant son entrée à l'Office, M^me Leggett a publié plusieurs articles et présenté des exposés partout au Canada. M^me Leggett a siégé au conseil de l'Alberta Natural Resources Conservation Board (NRCB), qui mène des audiences sur des projets de mise en valeur des ressources naturelles en Alberta et dont elle a aussi été directrice des opérations. Avant son arrivée au NRCB, M^me Leggett était vice-présidente et conseillère principale d'un cabinet d'experts-conseils en environnement. Elle a aussi été biologiste de projet et conseillère spécialisée en programmes de restauration des sites.

M^me Leggett a publié plusieurs articles et présenté des exposés partout au Canada. M^me Leggett a publié plusieurs articles et présenté des exposés partout au Canada.

MEMBRES

Rowland Harrison, c.r.

Originaire d'Australie, M. Harrison possède une maîtrise en droit de l'Université de l'Alberta et est membre des barreaux de la Nouvelle-Écosse et de l'Alberta. Au fil de sa carrière, il a acquis une vaste expérience comme conseiller et chercheur dans les domaines de la réglementation de l'énergie et de la politique énergétique.

M. Harrison a été professeur de droit dans diverses universités canadiennes, où il a enseigné le droit du pétrole et du gaz, des cours supérieurs de droit des hydrocarbures, le droit constitutionnel et le droit administratif. Il a fait partie de la haute direction de divers organismes, dont l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada, l'Institut canadien du droit des ressources, l'Institut de recherche en politiques publiques et le Dalhousie Institute of Environmental Studies. Avant sa nomination à l'Office, il était associé du bureau de Calgary de Stikeman Elliott, cabinet d'avocats canadien qui travaille au Canada et à l'étranger.

John S. Bulger

Natif du Manitoba, M. Bulger a obtenu un doctorat en chimie physique de l'Université York, à Toronto, et un grade supérieur en gestion de l'Université McGill, à Montréal. Ses champs d'expérience englobent l'approvisionnement, l'exploitation, la planification, la réglementation et la prestation de conseils sur les questions énergétiques.

Avant d'être nommé à l'Office, il a occupé le poste de chargé principal des questions de réglementation chez Maritimes & Northeast Pipeline, à Halifax (Nouvelle-Écosse). Antérieurement, il avait été membre de la haute direction de Gaz Métropolitain pendant près de vingt ans. M. Bulger a commencé sa carrière chez Du Pont Canada Inc. M. Bulger est membre de l'Institut de chimie du Canada.

Kenneth Bateman

M. Bateman est titulaire d'un baccalauréat en droit de l'Université de l'Alberta et d'une maîtrise en administration des affaires internationales de l'American Graduate School of International Management. Il est membre de l'Alberta Law Society, de l'Association du Barreau canadien et de la General Counsel Roundtable.

Avant d'entrer à l'Office, M. Bateman était vice-président des affaires juridiques chez ENMAX Corporation. À ce titre, il était chargé de tous les aspects des services juridiques, des questions environnementales, de l'assurance-conformité et de la gestion de l'information. En qualité de chef intérimaire de la réglementation, il examinait les demandes concernant le transport et la distribution, ainsi que le dépôt de nouvelles demandes et la mise en oeuvre des décisions de l'Alberta Energy and Utilities Board.

Il a longtemps occupé la fonction de conseiller juridique principal pour de nombreux organismes dont un cabinet spécialisé en droit des sociétés et en droit des affaires, un consortium d'investisseurs et des sociétés du domaine de la technologie.

Strater Crowfoot

M. Crowfoot détient un baccalauréat en sciences et une maîtrise en administration des affaires de l'université Brigham Young.

Tout au long de sa carrière, M. Crowfoot a acquis une vaste expérience auprès des Premières nations du Canada. Il a été vice-président et président du comité des taux de la Commission consultative de la fiscalité indienne (CCFI), où il a travaillé à l'élaboration de politiques, procédures et règlements. À titre de président de la CCFI, il devait conseiller des ministres fédéraux sur la politique fiscale générale et entretenir des rapports avec les contribuables et leurs associés, tout en dirigeant la fonction de règlement des plaintes.

Chef de la nation Siksika de l'Alberta pendant 10 ans, il a aussi été directeur exécutif et premier dirigeant de Pétrole et gaz des Indiens du Canada.

Roland George

M. George est titulaire d'un baccalauréat ès sciences en mathématiques et en sciences informatiques de l'Université McGill, d'une maîtrise en économie de l'Université Carleton et d'une maîtrise en administration des affaires de l'École des Hautes Études Commerciales à Montréal.

Pendant 25 ans, M. George a principalement oeuvré dans le secteur privé de l'énergie. Jusqu'à tout récemment, il était associé principal chez Purvin & Gertz, cabinet international d'experts conseils en énergie. À ce titre, il a dirigé le groupe du gaz naturel nord-américain. Il a aussi travaillé au sein du Canadian Energy Research Institute, de Gaz Métropolitain, de Téléglobe Canada et de Canadien Pacifique Limitée.

M. George est président du comité de l'ONÉ sur la politique de réglementation et membre du comité des affaires réglementaires de l'Association canadienne des membres des tribunaux d'utilité publique.

Georgette Habib

M^me Habib détient un baccalauréat en mathématiques de l'Université américaine de Beyrouth et une maîtrise en économie de l'Université de l'Alberta.

Avant d'arriver à l'Office, M^me Habib a travaillé pendant 24 ans à l'Alberta Energy & Utilities Board, où elle était gestionnaire du groupe de l'économie. À l'EUB, elle a siégé à des comités d'audience publique et donné des conseils spécialisés en matière de réglementation et de politique. M^me Habib a aussi donné des cours de microéconomie et de macroéconomie à l'Université de Calgary.

 

MEMBRES TEMPORAIRES

Kenneth Vollman

Natif de la Saskatchewan, M. Vollman détient une maîtrise en génie mécanique de l'Université de la Saskatchewan et est membre de l'Association of Professional Engineers, Geologists and Geophysicists of Alberta.

M. Vollman a consacré toute sa carrière au domaine de l'énergie. Il a acquis son expérience pratique de la production gazière et pétrolière dans l'entreprise privée, puis, en 1973, a entamé sa carrière à l'ONÉ, où il a travaillé tour à tour dans les secteurs de l'offre et de la demande d'énergie, des pipelines, de la réglementation de l'énergie et de la gestion. Il a été désigné président en 1998, après avoir occupé les charges de membre et de vice-président.

Au cours des quatre dernières décennies, M. Vollman a rédigé un grand nombre d'exposés qu'il a présentés à l'occasion de conférences nationales et internationales. Il a pris sa retraite du poste de président de l'ONÉ le 2 juin 2007 et a été nommé membre temporaire de l'Office à compter du 27 juin pour un mandat de deux ans. À titre de membre temporaire, M. Vollman continuera à présider le comité qui étudie le projet gazier Mackenzie.

David Hamilton

Originaire d'Écosse, M. Hamilton est titulaire d'une maîtrise ès arts en leadership et formation de l'Université Royal Roads, à Victoria (Colombie-Britannique). Pendant plus de 30 ans, il s'est voué au développement des collectivités et des gens des Territoires du Nord-Ouest par l'entremise de processus parlementaires et démocratiques. M. Hamilton a exercé les fonctions de sous-ministre et de greffier d

M. Hamilton a exercé les fonctions de sous-ministre et de greffier de l'Assemblée législative des Territoires du Nord-Ouest pendant 20 ans. Il a également agi à titre de directeur général des élections pour les Territoires du Nord-Ouest. Suivant la division des Territoires du Nord- Ouest en 1999, M. Hamilton a administré la première élection générale des députés des Assemblées législatives du Nunavut et des Territoires du Nord-Ouest. Il a aussi participé au processus de ratification de l'Entente sur la revendication territoriale globale des Gwich'In et de l'Accord du Sahtu, ainsi qu'au règlement des revendications territoriales des Inuits.

 

 

 

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Date de modification :

2012-02-03