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Rapport Annuel 2006 - HTML évolué

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Rapport annuel 2006 [PDF 6033 ko]

Table des matières

Plan stratégique 2007-2010 de l'Office national de l'énergie
Raison d'être de l'Office
Message du président
Rôle et attributions de l'Office national de l'énergie
L'excellence en matière de réglementation
Demandes dont a été saisi l'Office en 2006
L'énergie au Canada
Efficience de l'infrastructure et des marchés énergétiques
Sécurité, sûreté et protection de l'environnement
Participation du public canadien
Des stratégies axées sur les personnes
Un riche bassin d'expérience

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

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'accomplissement 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.

En tant que partenaire du développement responsable du secteur énergétique du Canada, l'Office se met au service de la population canadienne pour veiller à ce qu'elle profite des avantages d'une infrastructure énergétique efficiente, sécuritaire et fiable.

L'Office rend ses décisions dans l'intérêt public, en fonction du respect des droits des personnes touchées, de son souci de protéger l'environnement et de son engagement à l'égard de la sécurité et la sûreté.

Pour rendre des décisions qui représentent un équilibre des intérêts économiques, environnementaux et sociaux, l'Office a recours aux compétences et à l'expérience collectives d'une équipe de spécialistes, notamment des ingénieurs, économistes, spécialistes de l'environnement et autres experts techniques, qu'il invite à mettre leurs connaissances à l'épreuve pour trouver des solutions à la fois pratiques et novatrices.

Le personnel de l'Office aspire à l'excellence et fait preuve d'un engagement inébranlable envers ses valeurs : l'intégrité, le leadership en matière de réglementation et la responsabilisation. Les Canadiens et Canadiennes peuvent compter sur le personnel de l'Office pour assurer l'équité et la transparence, concevoir des démarches de réglementation proactives qui répondent aux besoins et se tenir responsables les uns les autres à tous les égards.

AUX PARTIES PRENANTES,

Cette année, le rapport annuel a pour thème Ensemble, pour un développement responsable. J'aimerais prendre quelques instants pour expliquer ce que nous entendons par là. À l'Office national de l'énergie, nous nous considérons partenaires des Canadiens et Canadiennes au développement responsable de l'infrastructure énergétique. La mise en valeur des ressources énergétiques ne doit pas, et ne devrait pas, être considérée séparément des effets sociaux et environnementaux qu'elle risque d'entraîner. Aussi pouvons-nous affirmer avec fierté que nous sommes à l'écoute de toutes les parties prenantes et que nous maintenons le dialogue avec elles, afin de nous assurer de bien comprendre leurs points de vue et, en bout de ligne, de guider l'Office dans ses décisions. Le développement responsable de l'infrastructure énergétique sert l'intérêt public canadien, du fait qu'il nous procure de l'énergie de manière sécuritaire et fiable pour chauffer nos foyers, alimenter en carburant nos moyens de transport et faire tourner l'économie.

Toute personne qui s'intéresse aux questions d'énergie sait sans doute que 2006 a été une année particulièrement bien remplie à l'Office.

Nous avons reçu des centaines de demandes : certaines relativement simples pour solliciter une ordonnance d'exportation; d'autres plutôt complexes visant des projets de nouvelle infrastructure à grande échelle. Dans certains cas, l'Office a dû convoquer une audience publique. En 2006, le nombre de jours d'audience, y compris ceux de la Commission d'examen conjoint du projet gazier Mackenzie, est passé à 141. Six fois plus qu'en 2005!

Près du tiers de ces jours d'audience a été consacré au projet gazier Mackenzie. Il s'agit d'une demande en vue de la construction d'un gazoduc d'importance majeure à partir du delta du Mackenzie jusqu'en Alberta, qui transportera du gaz du Nord vers les marchés intérieurs et les marchés d'exportation. La partie de l'audience prévue au calendrier a pris fin le 15 décembre 2006, point culminant d'un processus ayant duré un an et compté des séances d'audience dans 14 collectivités des Territoires du Nord-Ouest et une du Nord de l'Alberta, ainsi qu'une décision à l'égard d'une requête du Mackenzie Explorers Group.

Malgré la hausse marquée du nombre de demandes et leur complexité croissante, ce qui nous a amenés à la limite de nos ressources, nous avons connu de belles réussites. En effet, nous avons réussi à substituer notre processus d'évaluation environnementale au processus de l'Agence canadienne d'évaluation environnementale (ACÉE) dans le cadre d'un projet pilote. Notre nouvelle approche d'examen des demandes reposant sur la gestion du risque a été mise en oeuvre avec succès vers la fin de 2006. Nous avons également établi des normes de service qui viennent renforcer notre culture de service et procurent davantage de certitude à nos parties prenantes.

En 2006, notre engagement envers la prestation d'information, de statistiques et de conseils pertinents et objectifs sur l'énergie aux Canadiens ne s'est pas démenti. En janvier, nous avons ajouté à notre site Web une nouvelle section axée sur le consommateur et consacrée à l'offre de renseignements factuels sur les prix de l'énergie. Plusieurs évaluations du marché de l'énergie ont été publiées en 2006, sur divers sujets, notamment la productibilité de gaz naturel, les technologies émergentes en production d'électricité et les perspectives et défis liés à la mise en valeur des sables bitumineux. Les séances de consultation et les travaux se sont poursuivis du côté du Rapport sur l'avenir énergétique, notre publication vedette. Attendu pour l'automne 2007, le rapport tracera en détails nos perspectives sur l'énergie pour la période de 2005 à 2030.

UN SECTEUR ÉNERGÉTIQUE EN PLEINE EFFERVESCENCE

Il va sans dire que lorsque le prix de l'énergie augmente, trouver de nouveaux moyens d'acheminer cette énergie jusqu'aux marchés suscite plus d'intérêt.

Les prix élevés du brut et les marchés énergétiques étroits ont suscité beaucoup d'intérêt de la part du secteur et des investisseurs en 2006. En juillet, le prix de référence du brut West Texas Intermediate (WTI) a atteint le sommet sans précédent de 78,40 $US le baril avant de s'établir au prix moyen pour 2006 de 66,24 $US le baril : une hausse de 17 % par rapport au prix moyen de 2005. Autre record qui témoigne de l'effervescence du secteur : plus de 23 000 puits de pétrole et de gaz ont été forés.

La production canadienne de gaz naturel devrait demeurer essentiellement inchangée au cours des trois prochaines années, quoique la dynamique du marché du gaz naturel soit en train d'évoluer. La demande s'accroît en raison de l'utilisation accrue du gaz naturel dans les projets de mise en valeur des sables bitumineux de l'Alberta et de la demande croissante de gaz naturel pour la production d'électricité, particulièrement en Ontario.

Au Canada, l'offre d'électricité a répondu à la demande en 2006. Bien que l'intérêt envers le développement des énergies renouvelables continue d'augmenter, les technologies nouvelles, telles que l'éolien, les microcentrales hydroélectriques et l'énergie de biomasse, ne sauraient être qu'une partie d'une solution diversifiée visant à accroître l'offre d'électricité.

DES PROCESSUS DE RÉGLEMENTATION CLAIRS ET EFFICIENTS

Malgré l'activité exceptionnelle qui a marqué l'année et apporté son lot de projets et de questions complexes devant l'Office, nous sommes parvenus à faire des progrès importants vers l'atteinte de notre but d'offrir des processus de réglementation clairs, prévisibles et efficients. Au cours de l'année, nous avons procédé à la mise en oeuvre intégrale d'un programme de normes de service qui permet de catégoriser et d'assurer le suivi de toutes les demandes. L'un des moyens mis de l'avant pour accroître la clarté de la réglementation est que le demandeur est mis au courant de la catégorie dont fait partie sa demande et de la date à laquelle l'Office s'attend à rendre sa décision.

Le secteur et les organismes de réglementation se sont toujours souciés de l'efficience des processus d'évaluation, de traitement et d'examen des demandes. L'un des moyens par lesquels nous nous sommes efforcés de simplifier nos processus est notre approche intégrée de la surveillance de la conformité. Par le passé, l'évaluation de la demande était le seul outil à notre disposition pour veiller à la conformité à la réglementation tout au long du cycle de vie d'un pipeline. Aujourd'hui, grâce à l'intégration des renseignements obtenus par l'entremise de la demande ou observés pendant l'exploitation et les activités de conformité, nous pouvons réduire sensiblement le temps nécessaire au traitement d'une demande. Cette nouvelle approche permet de cibler la surveillance réglementaire la plus efficace et la plus efficiente, selon la complexité de la demande, le risque qu'elle présente et les antécédents du demandeur.

L'Office s'efforce d'éviter autant que possible le double emploi et le fractionnement du processus de prise de décision. Aussi, quand la société Emera Brunswick Pipeline Company Ltd. a sollicité l'autorisation de l'Office pour construire et exploiter le gazoduc Brunswick, avons-nous aussitôt présenté une demande, qui a été acceptée, pour substituer le processus d'audience de l'Office au processus habituel de l'ACÉE. La substitution a permis de simplifier grandement le processus pour les parties en cause et d'éviter les chevauchements entre l'Office et l'ACÉE, qui ont tous deux le mandat de procéder à des évaluations environnementales. À notre avis, la substitution est une solution qui s'inscrit dans la visée du gouvernement fédéral de simplifier la réglementation. L'Office national de l'énergie est heureux d'unir ses efforts à ceux d'autres organismes fédéraux, comme l'ACÉE, chaque fois que cela est possible.

Nous cherchons également à faire approuver un programme d'aide financière aux participants. En effet, nous sommes conscients que pour participer de manière efficace aux processus de réglementation quasi judiciaires de l'Office, les Canadiens intéressés et les organismes sans but lucratif ont besoin de financement. Le programme en question offrirait une aide financière aux groupes et aux personnes admissibles de manière à couvrir des dépenses, telles que les frais de déplacement et les honoraires des témoins experts.

CULTIVER NOTRE CULTURE ORGANISATIONNELLE

Quand je pense à l'année 2006, je me rends compte qu'aucune des réalisations et réussites mentionnées plus haut n'aurait pu se réaliser sans l'engagement et la compétence du personnel de l'Office, qui a travaillé d'arrache-pied pour faire participer le public au processus de prise de décision, respecter ou surpasser nos normes de service et réaliser des gains en efficience sans compromettre l'intégrité du processus de réglementation. L'un des effets d'un marché de l'énergie dynamique est un besoin accru de personnel possédant les compétences et l'expertise technique uniques qui sont nécessaires à la gestion des défis particuliers à des projets innovateurs, tels que les demandes visant des pipelines dans l'Arctique, la conversion de pipelines, de nouveaux services pipeliniers et de nouveaux raccordements à des terminaux méthaniers prévus. Vers la fin de l'année, le gouvernement a reconnu la hausse soutenue de la charge de travail de même que l'écart entre les salaires versés à l'Office comparativement à ceux d'un marché en pleine effervescence. Il a donc approuvé le versement d'une indemnité du marché et d'une prime au rendement aux employés.

En juillet, cinq nouveaux membres se sont joints à l'Office, enrichissant celui-ci de leurs vastes expérience et compétences en droit, en économie, en réglementation, en environnement et en questions autochtones. Je saisis l'occasion pour reconnaître les membres qui ont quitté l'Office : Carmen Dybwad, Deborah Emes, Patricia McCunn Miller et Elizabeth Quarshie. Au nom de mes collègues, je tiens à remercier chacune d'elles de leurs nombreuses contributions à l'Office national de l'énergie pendant leurs années de service.

Lorsque nous posons notre regard sur l'avenir, nous entrevoyons d'importants défis liés à la capacité de l'Office de continuer à servir l'intérêt public en période où le marché connaît une vigueur et une concurrence des plus vives. Il en résulte que notre charge de travail gagne en volume et en complexité. Nous nous attendons à ce que le rythme constant des investissements dans le secteur énergétique du Canada se maintienne et nous sommes persuadés qu'un investissement comparable dans notre personnel et nos ressources sera la pierre angulaire des efforts de l'Office pour demeurer un partenaire actif, efficace et averti au développement responsable du secteur énergétique du Canada.

Le président de l'Office national de l'énergie,
Kenneth W. Vollman

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 consiste à 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. Ses activités sont financées à 90 % par l'industrie de l'énergie qu'il réglemente et à 10 % par le gouvernement. Créé en 1959, l'Office rend compte au Parlement par l'intermédiaire du ministre des Ressources naturelles.

La Loi sur l'Office national de l'énergie (la Loi) 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.

Figure 1 - Principaux gazoducs au Canada

Environ 45 000 kilomètres de pipelines s'étendant d'un bout à l'autre du Canada sont assujettis à la réglementation de l'Office, notamment des gazoducs, des oléoducs et des pipelines de produits pétroliers à haute pression et de grand diamètre, des pipelines courts de faible diamètre et un certain nombre de productoducs. Au cours de 2006, ces pipelines ont acheminé l'équivalent de plus de 110 milliards de dollars de pétrole brut, de produits pétroliers, de liquides de gaz naturel et de gaz naturel. Selon les estimations, les coûts associés au transport de tous ces produits en 2006 se sont élevés à environ 4,7 milliards de dollars.

Figure 2 - Principaux oléoducs au Canada

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 (figure 3).

L'Office est aussi investi de responsabilités au chapitre de l'environnement, 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 à titre d'agents de santé et de sécurité aux fins de l'application de la partie II du Code canadien du travail, qui s'applique aux installations et activités réglementées par l'Office.

L'Office suit par ailleurs tous les aspects de l'offre et de la demande, de la production, de la mise en valeur et du commerce des ressources énergétiques qui sont du ressort du gouvernement fédéral et fournit des renseignements sur l'énergie. 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, de même que produire des rapports à l'intention du Parlement, du gouvernement fédéral et du grand public. De plus, l'Office dispense des conseils au ministre de Ressources naturelles Canada, ainsi qu'à d'autres ministres, ministères et organismes gouvernementaux, s'ils le demandent.

L'Office est une cour d'archives et détient les pouvoirs d'une cour supérieure en ce qui touche la comparution des témoins aux audiences et leur interrogatoire sous serment, l'examen des documents, ainsi que la mise en application de ses ordonnances. La Loi 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 socio-économistes, des ingénieurs, des géologues et des avocats. Les audiences publiques sont généralement menées par trois membres, ce qui représente un quorum à l'Office, dont un préside l'audience. Les décisions de réglementation de l'Office et les motifs qui les sous tendent sont diffusés à titre de documents publics.

Figure 3 - Zones administratives des régions pionnières

L'Office est chargé de réglementer les activités menées dans les régions pionnières et certaines zones au large des côtes Est, Ouest et Arctique du Canada.

D'autres renseignements sur l'Office et ses activités se trouvent dans Internet à l'adresse www.one-neb.gc.ca.

En 2006, les prix élevés de l'énergie ont envoyé des signaux clairs aux Canadiens : il faut faire preuve d'une efficacité accrue en matière de consommation d'énergie et chercher de nouvelles sources d'énergie à mettre en valeur. Afin de réagir efficacement, le secteur doit disposer d'un cadre politique clair et recevoir des réponses en temps opportun de la part des organismes de réglementation et du gouvernement. L'Office est convaincu que le développement des infrastructures par des intérêts privés au sein d'un marché concurrentiel est conforme à l'intérêt public et que l'un des principaux rôles d'un organisme de réglementation est d'examiner les effets du développement sur l'économie, la société et l'environnement, lesquels ne sont pas entièrement pris en compte par les marchés. Pour remplir son mandat, l'Office s'est doté d'une stratégie qui repose sur la réglementation axée sur les buts, des processus réglementaires clairs et prévisibles, des systèmes de gestion de la qualité efficaces, ainsi que la coopération avec d'autres ministères et organismes gouvernementaux.

Activités de réglementation

Au cours de 2006, l'Office s'est penché sur des demandes concernant de nouvelles installations pipelinières, des dépôts de droits et de 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. De plus, grâce à un programme exhaustif d'inspections et de vérifications, il a continué de surveiller, d'évaluer et d'assurer la conformité aux exigences dans l'industrie réglementée. L'Office a également produit des rapports sur l'état actuel des marchés canadiens de l'énergie et leur orientation future. Le lecteur trouvera ci après un résumé de ces activités.

Certificats, ordonnances, permis et demandes approuvés en 2006

• 585 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

• 26 ordonnances et permis

Droits et tarifs pipeliniers en vertu de la partie IV de la Loi

• 15 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

• 388 ordonnances et permis

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

• 38 demandes approuvées

Activités dans les régions pionnières en vertu de la LFH

• 2 déclarations de découverte importante

Instances

• 10 audiences publiques
• 141 jours d'audience publique

Surveillance de la conformité

• 23 inspections durant la construction de projets
• 10 inspections de pipelines et d'installations en exploitation
• 5 incidents ayant entraîné une intervention sur place du personnel de l'Office
• 42 inspections des lieux de travail en vertu du Code canadien du travail
• 6 examens de programme de gestion de la sûreté (évaluations conjointes avec l'Alberta Energy and Utilities Board)
• 2 vérifications financières

Programme de règlement des plaintes des propriétaires fonciers

• 20 dossiers de propriétaires traités

Publication de renseignements sur les marchés énergétiques

L'Office a publié plusieurs documents d'information et rapports statistiques sur des produits énergétiques.

Modifications réglementaires

À l'Office, la réglementation axée sur les buts est un régime qui combine des éléments normatifs et des éléments axés sur le rendement, qui sont étayés par des normes et des notes d'orientation non obligatoires. Ce type de réglementation favorise la responsabilisation de l'industrie tout en lui accordant plus de latitude quant aux moyens à prendre pour répondre aux exigences de réglementation de l'Office.

En 2006, l'Office a collaboré avec le ministère de la Justice afin d'élaborer ou de modifier plusieurs règlements, notamment :

• préparation du nouveau Règlement sur la prévention des dommages et d'une version à jour du Règlement sur les opérations de plongée liées aux activités pétrolières et gazières au Canada, en vue de leur publication dans la partie 1 de la Gazette du Canada aux fins de commentaires;
• modification du Règlement sur le recouvrement des frais de l'Office national de l'énergie, laquelle a entraîné la modification de la période de recouvrement des frais afin de la faire concorder avec l'exercice financier de l'Office (du 1^er avril au 31 mars) et l'ajout de dispositions afin de répondre aux préoccupations du secteur de l'électricité;
• élaboration du nouveau Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada, qui est axé sur les buts et 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.

Normes de l'industrie

L'ONÉ, en partenariat avec l'industrie, le gouvernement et d'autres parties prenantes, a participé à un 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. Dans le cadre de ces travaux, l'Office siège à plusieurs 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.

L'Office contribue au développement responsable dans l'intérêt public en travaillant en collaboration avec le secteur de l'énergie, le gouvernement et les 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. L'Office déploie de grands efforts en vue d'assurer l'efficience de la réglementation, sans perdre de vue sa raison d'être de « 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 ».

Selon l'objet de la demande et le degré d'intérêt public, l'Office peut procéder à son examen à l'aide d'une audience orale ou écrite ou encore d'un processus autre que l'audience.

En 2006, l'Office a reçu 192^[2] demandes de sociétés réglementées, dont 38 demandes aux termes de la LOPC et ayant pour objet des activités d'exploration et de production dans des régions pionnières. Pour la plupart, ces demandes n'ont pas exigé d'audience publique, parce qu'elles visaient des questions de routine, notamment des améliorations à l'exploitation d'installations réglementées déjà en place. Le nombre de telles demandes et leur complexité se sont toutefois accrus en 2006, une tendance qui devrait se maintenir.

[2] Ce nombre ne comprend pas les demandes d'ordonnance d'exportation ou d'importation à court terme.

Le processus d'audience

L'Office tient des audiences sur les demandes relatives à des infrastructures, dont les pipelines et les lignes internationales ou interprovinciales de transport d'électricité, sur les demandes d'envergure visant les droits et, à l'occasion, sur des demandes de permis d'exportation ou d'importation d'énergie. Conformément à l'engagement de l'Office en matière d'équité, de transparence et de respect, les audiences se déroulent selon les principes de la justice naturelle. La procédure est conçue de manière à assurer l'équité et tout document de communication avec le demandeur ou avec des tiers ayant trait au fond de la demande, de même que tout document déposé en lien avec la demande est versé dans un dossier public et mis à la disposition de toutes les parties intéressées.

En ce qui concerne les grandes demandes relatives à l'infrastructure (à des installations pipelinières, par exemple), l'Office tient habituellement une audience publique dans les environs des installations proposées. Pendant les audiences orales, les groupes de témoins doivent comparaître pour interrogatoire par les autres participants à l'audience. Les personnes qui ne souhaitent pas participer à titre d'intervenant ont également l'occasion de présenter des observations écrites ou de faire un exposé oral, lorsque cela est permis. Une fois terminé le volet probatoire de l'audience, l'Office entend les plaidoiries basées sur la preuve au dossier. Enfin, l'audience est ajournée et l'Office rend sa décision.

Les décisions sont justifiées par écrit dans des Motifs de décision. Dans le cas de demandes relatives à l'infrastructure, un certificat est délivré si le gouverneur en conseil avalise la recommandation de l'Office d'approuver la demande. Le certificat en question peut être assorti de conditions visant à résoudre des problèmes soulevés pendant l'audience.

Procédure autre que l'audience - Demandes visant la construction d'installations

Lorsqu'une société dépose auprès de l'Office une demande visant la construction d'un pipeline de moins de 40 kilomètres de long, la modification d'un réseau pipelinier en place ou l'ajout d'installations à celui-ci, l'Office adopte une procédure sans audience pour examiner la demande. Ce type de demande ne suscite habituellement pas beaucoup de préoccupations au sein de la population. Il arrive cependant que l'Office tienne une audience publique dans le cas contraire.

Lorsque l'Office reçoit une demande, il prend une première décision pour classer le projet dans l'une de ses trois catégories de normes de service : A, B ou C, selon la complexité et l'exhaustivité de la demande, ainsi que l'intérêt de tiers. En règle générale, les demandes classées dans la catégorie A portent sur des questions de routine qui ne suscitent pas de préoccupation du public, ou très peu. Les demandes classées dans la catégorie B portent sur des questions dont la complexité est jugée moyenne et qui peuvent intéresser le public. Les demandes de la catégorie C sont relativement rares et peuvent entraîner l'établissement d'un précédent. L'Office se donne pour objectif d'arriver à une décision réglementaire, dans 80 % des cas, dans les 40 jours (catégorie A), 90 jours (catégorie B) ou 120 jours (catégorie C) suivant la réception d'une demande complète.

Certains projets peuvent être assujettis à une évaluation environnementale aux termes de la LCÉE.

Même dans les cas où l'Office ne tient pas d'audience, il adhère tout de même aux principes de la justice naturelle. À certains moments précis de la procédure, le public peut faire des commentaires à l'Office, qui les versera au dossier public. Tant la procédure d'audience que la procédure autre que l'audience sont conçues et dirigées selon deux valeurs clés de l'Office : « être souple, proactif et innovateur » et « s'appuyer mutuellement et tenir chacun responsable de la production opportune de résultats de qualité dans l'intérêt public canadien ».

Lorsqu'une demande est approuvée et qu'elle est réputée conforme à l'intérêt public, l'Office autorise la réalisation du projet par la délivrance d'une ordonnance, qui peut comporter des conditions que doit respecter le demandeur pendant la réalisation du projet. L'Office peut ensuite se servir d'une gamme d'outils postdécision, tels que des inspections, pour veiller à la conformité de la société aux règlements applicables, aux engagements qu'elle a contractés et aux conditions imposées.

Points saillants des demandes visant un pipeline

Projet gazier Mackenzie

En octobre 2004, l'Office 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 dans le nord du Canada, au coût de plus de 7 milliards de dollars.

Tout au long de 2005, l'Office a tenu des séances d'information dans de nombreuses collectivités le long de la vallée du Mackenzie, à la grandeur des Territoires du Nord Ouest et dans le nord de l'Alberta. En décembre 2005, l'Office a tenu des séances de planification de l'audience à Inuvik, Yellowknife, Fort Good Hope et Fort Simpson, afin de recueillir les commentaires du public quant à la procédure d'audience. Les participants pouvaient assister aux discussions en personne ou fournir leurs commentaires par écrit ou par téléphone.

Principaux événements et décisions

Le volet probatoire de l'audience publique a débuté à Inuvik le 25 janvier 2006 et s'est déroulé dans 14 collectivités des Territoires du Nord-Ouest et du nord de l'Alberta, pour un total de 47 jours d'audience. La présentation des exposés oraux par des membres des collectivités et le contre-interrogatoire des témoins sur la preuve déposée ont eu lieu.

Le 2 juin 2006, l'Office a entendu à Yellowknife la plaidoirie relative à une requête du Mackenzie Explorers Group (MEG) afin que le réseau de collecte du Mackenzie et le gazoduc de la vallée du Mackenzie ne forment qu'un seul et même pipeline, entièrement assujetti à la réglementation de la partie IV de la Loi, et qu'Imperial soit enjointe de préparer, déposer et signifier les principes relatifs aux droits ainsi que le ou les tarifs qu'elle proposerait d'appliquer à ses services sur le réseau « combiné ». La requête du MEG a été déboutée par l'Office le 10 juillet 2006. Le MEG a porté la décision devant la Cour d'appel fédérale, qui n'a pas encore tranché. Le 15 décembre 2006, l'Office a terminé la partie de l'audience prévue au calendrier, à Inuvik.

La procédure d'audience de l'Office est coordonnée avec l'examen des répercussions environnementales mené par la Commission d'examen conjoint. Organisme indépendant comptant sept membres, la Commission d'examen conjoint du projet gazier Mackenzie se chargera d'évaluer les effets potentiels du projet sur l'environnement et sur la vie des gens qui habitent dans la zone du projet. M. Rowland Harrison, membre de l'Office, a été nommé membre de la Commission en 2004. L'Office attend maintenant le dépôt du rapport de la Commission, ainsi que le rapport et les recommandations du membre de l'Office avant de conclure la procédure d'audience, puis de publier ses Motifs de décision sur le projet gazier Mackenzie.

Le 10 novembre 2006, le juge Phelan de la Cour fédérale du Canada a rendu un jugement sur une contestation judiciaire entamée par la Première nation Dene Tha' au sujet du projet gazier Mackenzie. Le jugement exige des défendeurs, notamment les ministères de l'Environnement, des Pêches et des Océans, des Affaires indiennes et du Nord et des Transports, qu'ils consultent la Première nation Dene Tha' relativement au projet gazier Mackenzie sur des sujets particuliers, tels que les installations de raccordement en aval qui assureraient le transport des approvisionnements de gaz naturel du gazoduc Mackenzie proposé au réseau de gazoducs national. Le jugement suspendait également le processus d'audience de la Commission d'examen conjoint en ce qui a trait à tous les sujets touchant les installations de raccordement en aval et le territoire où la Première nation possède ou a revendiqué des droits ancestraux ou découlant d'un traité.

Tout au long de 2006, l'Office a cultivé son partenariat avec le Secrétariat du projet de gaz du Nord, dont le mandat prévoit le soutien et la coordination des processus d'audience publique. Le Secrétariat a son siège à Yellowknife et des bureaux régionaux à Inuvik, Norman Wells et Fort Simpson. Il est la tribune grâce à laquelle les divers organismes participant à l'évaluation environnementale et à l'examen réglementaire du projet gazier Mackenzie, dont l'Office, peuvent adopter des approches coopératives et concertées, tout en respectant le besoin de mener des examens indépendants.

Projet gazier de la vallée du Mackenzie

Le gazoduc proposé de 1 194 kilomètres, dont la mise en service devrait avoir lieu d'ici la fin de 2011, transporterait en moyenne 34 millions de mètres cubes (1,2 milliard de pieds cubes) de gaz naturel par jour.

Kinder Morgan Canada
(auparavant Terasen Pipelines [Trans Mountain] Inc.)
Projet de doublement d'ancrage TMX

Le 26 octobre 2006, l'Office a approuvé une demande présentée par Terasen Pipelines (Trans Mountain) Inc. en vue de la réalisation du projet de doublement d'ancrage TMX. Le projet consiste en l'aménagement d'un pipeline de doublement et d'installations connexes qui s'étendront de Hinton, en Alberta, jusqu'à un endroit près de Rearguard, en Colombie Britannique. D'une manière générale, le tracé du projet suivra l'emprise existante de Trans Mountain, à travers le parc national Jasper et le parc provincial du Mont Robson.

Le projet comprendra la construction et l'exploitation d'une canalisation de 762 millimètres de diamètre s'étendant sur 7,6 kilomètres, d'un point à l'ouest de Hinton jusqu'à la station de pompage Hinton, et d'une canalisation de 914 millimètres de diamètre et de 151 kilomètres de longueur, qui s'étendrait de cette station jusqu'à un endroit près de Rearguard. En outre, le projet consistera à aménager deux nouvelles stations de pompage à l'électricité.

Le projet permettra d'accroître la capacité de transport de Trans Mountain de 6 360 mètres cubes (40 000 barils) de pétrole par jour d'ici le troisième trimestre de 2008.

L'approbation du projet nécessitait la conduite d'un examen environnemental préalable en vertu de la LCÉE. À cette fin, l'Office a joint ses efforts à ceux d'autres ministères fédéraux et provinciaux investis de responsabilités au chapitre de l'évaluation environnementale du projet pour créer un processus d'examen préalable coordonné qui réponde aux besoins de chacun en matière d'évaluation environnementale. Le lecteur peut consulter les Motifs de décision de l'Office à l'adresse www.one-neb.gc.ca.

Emera Brunswick Pipeline Company Ltd.
Demande visant le gazoduc Brunswick

Dans une demande présentée à l'Office le 23 mai 2006, Emera Brunswick Pipeline Company Ltd. (Emera) a sollicité : un certificat d'utilité publique, aux termes de l'article 52 de la Loi sur l'Office national de l'énergie, l'autorisant à construire et à exploiter le gazoduc Brunswick; une ordonnance, aux termes de la partie IV de la Loi, pour approuver les droits exigibles au titre des services de transport offerts par l'entremise du gazoduc Brunswick; ainsi qu'une ordonnance désignant Emera en tant que société du groupe 2 aux termes de la Loi.

Le projet de gazoduc Brunswick vise la construction d'un gazoduc de 762 millimètres de diamètre et d'environ 145 kilomètres de long pour assurer le transport du gaz naturel depuis l'installation de gaz naturel liquéfié (GNL) Canaport^MD située à Mispec Point (Nouveau-Brunswick), à un point situé sur la frontière canado-américaine près de St. Stephen (Nouveau-Brunswick). La capacité de transport des installations projetées serait d'environ 23,16 millions de mètres cubes (817,6 millions de pieds cubes) de gaz naturel par jour. Le coût en capital du projet se chiffre à environ 350 millions de dollars. L'entrée en service du gazoduc Brunswick est prévue pour la fin de 2008.

Conformément à l'article 25 de la LCÉE, le projet de gazoduc Brunswick a été renvoyé devant une commission d'examen. Aux termes de l'article 43 de la LCÉE, l'Office a pu substituer son processus d'audience publique au processus d'évaluation environnementale par une commission d'examen conjoint. Le processus établi pour l'examen a été mené à titre de projet pilote et a servi à remplacer l'évaluation environnementale par une commission d'examen, tel qu'il est prévu à l'article 43 de la LCÉE.

L'Office a tenu des séances d'information à Saint John en avril, juin et octobre 2006 et l'audience publique orale a eu lieu dans cette même ville du 6 au 20 novembre 2006. Le processus de plaidoiries écrites finales a pris fin le 22 décembre 2006. L'Office devrait rendre sa décision sous peu relativement au gazoduc proposé.

TransCanada PipeLines Limited (TransCanada) et TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd.
Projet d'oléoduc Keystone

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 solliciter l'autorisation de transférer, de TransCanada à Keystone, des installations pipelinières faisant partie du réseau principal de transport de gaz naturel de TransCanada, ainsi que des ordonnances connexes. Une audience publique a eu lieu relativement à la demande en octobre et novembre 2006. Keystone a l'intention, dans le cadre de son projet d'oléoduc Keystone, de convertir au transport du pétrole brut les installations de gaz naturel ayant fait l'objet du transfert. L'Office publiera sa décision en 2007.

Le 12 décembre 2006, Keystone a déposé devant l'Office une demande visant les installations du projet Keystone qui se trouvent au Canada. Le projet comprend la conversion au transport du pétrole brut du gazoduc existant. L'audience publique au sujet de la demande devrait débuter le 4 juin 2007.

EnCana Corporation
Projet de mise en valeur du gisement de gaz extracôtier Deep Panuke

Le 29 août 2006, EnCana a déposé une description du projet de mise en valeur du gisement de gaz extracôtier Deep Panuke, ce qui en a enclenché la coordination de l'évaluation environnementale.

Le 9 novembre 2006, EnCana a déposé une demande devant l'Office en vue d'obtenir un certificat d'utilité publique aux termes de l'article 52 de la Loi et d'être autorisée à construire, puis à exploiter :

1. un gazoduc d'environ 176 kilomètres de long et de 559 millimètres de diamètre de l'installation de production extracôtière Deep Panuke, située à environ 250 kilomètres au sud-est d'Halifax, à un point de raccordement à des installations dont le propriétaire-exploitant est Maritimes and Northeast Pipeline, près de Goldboro (Nouvelle-Écosse);
2. les installations de transfert de propriété nécessaires, au point de raccordement du pipeline Deep Panuke et des installations exploitées par Maritimes and Northeast Pipeline, ainsi que de l'équipement connexe et de surveillance nécessaire à l'exploitation du pipeline Deep Panuke.

Le gazoduc serait conçu pour transporter jusqu'à 8,5 millions de mètres cubes (300 millions de pieds cubes) par jour de gaz naturel non corrosif.

Afin d'éviter les recoupements et la confusion que des audiences distinctes pourraient créer, l'Office a coordonné son processus à celui de l'OCNHE. Les séances d'audience seront tenues simultanément devant une commissaire nommée par l'OCNHE et M. Kenneth Bateman, membre de l'Office nommé en vertu de l'article 15 de la Loi. La commissaire et le membre de l'Office dresseront un rapport d'évaluation environnementale conjoint dont se serviront les autorités responsables pour élaborer le Rapport d'étude approfondie en vertu de la LCÉE. L'audience débutera le 5 mars 2007.

Projet Gateway d'Enbridge
Gateway Pipeline Inc.

Le 1^er novembre 2005, Gateway Pipeline Inc. (Gateway) a présenté une Trousse d'information préliminaire à l'Office, à l'Agence canadienne d'évaluation environnementale et à d'autres organismes fédéraux pertinents.

Le projet envisagé comprend la construction et l'exploitation d'un pipeline d'exportation de pétrole et d'un pipeline d'importation de condensat le long d'une emprise s'étendant sur environ 1 150 kilomètres entre un terminal situé près d'Edmonton (Alberta) et un terminal portuaire près de Kitimat (Colombie-Britannique). Gateway propose également de construire et d'exploiter à Kitimat un terminal côtier pour le transfert de pétrole brut dans des navires et de condensat hors de navires. Le coût en capital du projet est estimé à 4 milliards de dollars.

Le 29 septembre 2006, la ministre de l'Environnement a annoncé que le processus d'examen serait entrepris pas une commission d'examen conjoint composée de l'Office et de la ministre de l'Environnement. Une ébauche d'entente relative à la Commission d'examen conjoint a été publiée afin de recueillir des commentaires. L'élaboration de l'entente définitive est en cours.

Le 27 novembre 2006, l'Office et le ministère de l'Environnement ont reçu une lettre de Gateway annonçant que, d'ici à ce que des progrès aient été réalisés sur le plan commercial, la mise en service prévue était reportée de 2012 à 2014, et demandant à ce que le processus d'évaluation environnementale soit lui aussi reporté. L'Office a donc, au nom des autorités responsables, fait parvenir une lettre à la ministre de l'Environnement le 18 décembre 2006 pour l'aviser que les autorités responsables n'exerceraient pour l'instant aucun pouvoir et aucune fonction en vertu de la LCÉE à l'égard du projet.

Demandes visant des droits et tarifs

Demandes reportées de 2005

Coral Energy Canada Inc.
Modifications au projet d'essai MAR-SG
RHW-2-2005

En janvier 2005, Coral Energy Canada Inc. (Coral) a présenté une demande à l'Office en vue de modifier le projet d'essai de mécanisme d'atténuation du risque pour le service de transport garanti (MAR-SG), soit une mesure d'enrichissement du service que TransCanada PipeLines Limited avait adoptée sur son réseau principal. Le programme pilote permet aux expéditeurs utilisant le service garanti à grande distance de créditer à leur compte mensuel de service interruptible les droits liés à la demande relatifs à tout volume inutilisé prévu au contrat de service garanti. L'Office a approuvé la demande de Coral en février 2006 et a enjoint TransCanada de modifier le Tarif du réseau principal en conformité avec cette décision.

Chevron Canada Limited, Chevron Standard Limited et Neste Canada Inc. Demandes de désignation de destination prioritaire
MH-2-2005

En janvier 2005, l'Office a reçu de la part de Chevron Canada Limited, Chevron Standard Limited et Neste Canada Inc. (Chevron) deux demandes visant à obtenir des ordonnances désignant la raffinerie de Chevron, située à Burnaby (Colombie Britannique), à titre de destination prioritaire sur le réseau de Terasen Pipelines (Trans Mountain) Inc., de sorte que la livraison de pétrole brut et d'isooctane en provenance d'Edmonton (Alberta) ne soit pas soumise à une répartition de la capacité pipelinière.

En 2006, l'Office a consenti à ce que les deux demandes soient consolidées en une seule, a été saisi de plusieurs avis de requête et convoqué une audience devant débuter le 27 mars 2006.

Le 13 mars 2006, Chevron a confirmé qu'elle était prête à retirer sa demande si l'Office approuvait certaines modifications des tarifs de Trans Mountain (tarif sur le pétrole n^o 61 et tarif provisoire sur le pétrole raffiné no RP 29), lesquelles avaient été déposées le 8 mars 2006 par Kinder Morgan Canada Inc. Compte tenu de la lettre de l'Office datée du 15 mars 2006 relativement aux modifications de tarif proposées et l'entente avec Kinder Morgan et les autres expéditeurs à l'effet que les modifications de tarif approuvées par l'Office resteraient en place jusqu'à la mise en service du projet d'accroissement de la capacité de pompage de Trans Mountain, Chevron a retiré sa demande avant le début de l'audience.

Centra Transmission Holdings Inc.
Demande d'approbation de droits révisés
RHW-3-2005

Le 5 août 2005, Centra Transmission Holdings Inc. (Centra) a présenté une demande à l'Office pour solliciter une augmentation tarifaire entrant en vigueur le 1er août 2005. À la suite d'un processus informel engagé par Centra avec ses expéditeurs, ceux-ci ont demandé à l'Office de donner un caractère plus officiel à la procédure. Le 25 novembre 2005, l'Office a établi une instance par voie de mémoires dans le but de prendre en compte les préoccupations des expéditeurs. Le 23 mars 2006, l'Office a publié les Motifs de décision RHW-3-2005, qui comportait les hausses de droits suivantes : 32 % pour le marché intérieur et 35 % pour l'exportation.

Demandes reçues en 2006

Kinder Morgan Canada Inc.
Demande en vue d'inclure une prime visant le quai Westridge (prime) au tarif de Terasen Pipelines (Trans Mountain)
T099-2006-01

Le 8 mars 2006, Kinder Morgan Canada Inc. a déposé auprès de l'Office le tarif sur le pétrole n^o 61 et le tarif provisoire sur le pétrole raffiné n^o RP 29 relativement au transport sur le réseau de Terasen Pipelines (Trans Mountain) Inc. Les tarifs proposés comprenaient des modifications à la procédure de répartition du pétrole brut sur le réseau pour les livraisons au terminal maritime en vue de l'exportation au quai Westridge. La méthode de tirage au sort pour l'attribution de chargements sur les navires serait supprimée pour être remplacée par une prime correspondant au montant que les expéditeurs seraient disposés à payer pour acheter de la capacité au quai Westridge. Terasen répartirait alors la capacité en fonction d'une plage de primes allant de la plus élevée à la moins élevée, l'expéditeur ayant soumis la plus élevée devant être choisi le premier.

Le 15 mars 2006, l'Office a approuvé les tarifs, mais pas les modifications proposées à la procédure de répartition de la capacité au quai Westridge. En effet, étant donné le nombre et la complexité des objections de la part des expéditeurs et des parties intéressées à ces modifications, l'Office a établi une procédure permettant la présentation de mémoires écrits et de plaidoiries orales pour étudier les modifications proposées à la procédure et à la prime.

En avril 2006, l'Office a déterminé que la procédure de répartition de la capacité au quai Westridge proposée relativement aux tarifs de Trans Mountain, dont la prime, ne contrevient pas aux articles 62 et 67 de la Loi. L'Office a donc approuvé l'inclusion de la prime dans le Tarif.

TransCanada PipeLines Limited
Services à court préavis
RH-1-2006

En mai 2006, TransCanada a déposé une demande devant l'Office en vue de la délivrance d'une ordonnance qui lui permettrait de mettre en oeuvre deux nouveaux services conçus dans le but de répondre aux besoins des producteurs d'électricité à partir du gaz, soit un service garanti à court préavis (SG-CP) et un service d'équilibrage à court préavis (SÉ-CP). TransCanada a aussi proposé des méthodes de tarification pour les deux services dans le cadre de sa demande.

En décembre 2006, l'Office a approuvé le SG-CP proposé par TransCanada, y compris l'exigence voulant que les expéditions du SG CP soient commandées et livrées à destination d'une zone de livraison distincte, comportant un compteur distinct. En outre, l'Office a agréé la proposition selon laquelle les zones de livraison distinctes du SG-CP seraient utilisées exclusivement pour la livraison de gaz naturel aux termes de contrats de SG-CP, et que des vannes de régulation de débit seraient installées aux stations de comptage affectées au SG-CP. L'Office a approuvé la méthode de tarification proposée pour le SG-CP, qui donne un droit équivalant au droit du SG majoré d'une prime de 10 %, et a prié TransCanada de recalculer la prime chaque année.

L'Office a approuvé le SÉ-CP proposé, mais a rejeté la méthode de tarification proposée pour ce service. Il a prié TransCanada de concevoir une autre méthode de tarification qui tienne compte des préoccupations soulevées dans la décision.

TransCanada PipeLines Limited
Point de réception de Gros-Cacouna
RH-1-2007

Le 5 décembre 2006, TransCanada a présenté à l'Office une demande en conformité avec la partie IV de la Loi, dans le but d'obtenir la délivrance d'une ordonnance énonçant la méthode de tarification qui s'appliquera au service assuré depuis le nouveau point de réception prévu à Gros-Cacouna, au Québec. Le point de réception proposé permettrait de recevoir du gaz naturel liquéfié (GNL) regazéifié provenant de Gros-Cacouna.

TransCanada a indiqué dans sa demande qu'elle s'attendait à ce que d'autres demandes soient déposées auprès de l'Office afin d'obtenir l'approbation de celui-ci pour la construction des installations pipelinières requises afin de raccorder le point de réception proposé pour Gros-Cacouna au réseau de gazoducs intégré de TransCanada. Une audience orale relativement à la demande déposée débutera au deuxième trimestre de 2007.

Vérifications financières

De temps à autre, l'Office procède à des vérifications au titre de la réglementation financière des sociétés pipelinières qu'il réglemente. La vérification est un outil important pour s'assurer que la société pipelinière se conforme aux règlements, ordonnances et décisions de l'Office, recueillir de l'information à jour sur la société et documenter la mesure dans laquelle la société fait montre de prudence et d'efficience dans la conduite de ses activités. En 2006, l'Office a effectué deux vérifications au titre de la réglementation financière. La vérification dont a fait l'objet TransCanada portait sur le réseau principal de la société et n'a constaté aucun cas de non-conformité. La vérification dont a fait l'objet la société Pipelines Trans-Nord Inc. a révélé une occurrence de non-conformité ayant trait aux ordonnances de simplification en vertu de l'article 58 de l'Office. Après discussion, la société a avisé l'Office qu'elle s'engageait à se conformer à la réglementation.

Demandes visant des installations de transport d'électricité

Sea Breeze Victoria Converter Corporation

Le 1^er décembre 2005, Sea Breeze Victoria Converter Corporation (Sea Breeze) a présenté une demande à l'Office pour solliciter un certificat d'utilité publique l'autorisant à construire et à exploiter une ligne internationale de transport d'électricité et a choisi de l'assujettir aux dispositions de la Loi plutôt qu'à la législation provinciale de la Colombie-Britannique.

Il s'agirait d'une ligne marchande internationale de transport d'électricité haute tension à courant continu de 150 kilovolts, d'une capacité nominale de 574 mégawatts et d'environ 48 kilomètres de long. Le projet, connu sous le nom « projet de câble Juan de Fuca », raccorderait la sous-station Port Angeles, située à Port Angeles (Washington), à une sous station existante de la BC Hydro and Power Authority, à Victoria (Colombie-Britannique).

L'Office a tenu une audience publique dont la partie orale s'est déroulée du 26 au 28 juin 2006 à Esquimalt, en Colombie-Britannique, pour examiner la demande de Sea Breeze concernant le projet d'une ligne internationale de transport d'électricité. L'Office a approuvé la demande, sous réserve de certaines conditions, et publié ses motifs de décision ainsi que le certificat EC III 26 le 7 septembre 2006. Il s'agit de la première demande visant une ligne de transport marchande internationale qui ait été déposée devant l'Office et approuvée par lui.

Montana Alberta Tie Ltd.

Le 21 décembre 2005, Montana Alberta Tie Ltd. (MATL) a présenté une demande à l'Office, en conformité avec l'article 58.11 de la Loi, pour solliciter un permis visant la construction et l'exploitation d'une ligne internationale de transport à courant alternatif de 230 kilovolts, qui s'étendrait de Lethbridge (Alberta) à Great Falls (Montana). La ligne de transport proposée ferait environ 338 kilomètres de long, dont près de 130 kilomètres au Canada. Au nord, le point d'aboutissement de la partie canadienne de la ligne de transport serait relié à une ligne existante de 240 kilovolts appartenant à AltaLink, par l'intermédiaire d'une sous-station juste au nord de Lethbridge. La ligne de transport d'électricité traverserait la frontière internationale au sud-ouest de la localité de Milk River.

En octobre 2006, MATL a déposé devant l'Office une mise à jour faisant état de changements par rapport à la demande initiale, notamment une modification du corridor privilégié. L'Office poursuit son examen de la demande.

Activités dans les régions pionnières

L'Office continue de saisir les possibilités de coordonner les activités dans les régions pionnières à d'autres processus d'examen environnemental et réglementaire dans le Nord et les régions extracôtières.

En outre, l'Office a conclu avec le gouvernement du Yukon une entente de service par laquelle il offre à la province un soutien réglementaire sur le plan de l'administration des activités pétrolières et gazières.

En 2006, l'Office a évalué 38 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 des demandes avait trait à des activités exploratoires dans le delta du Mackenzie et la mer de Beaufort. Près du tiers des 38 demandes portait sur des activités géophysiques ou géologiques de routine, telles que des relevés sismiques et des levés aériens.

Dans la région extracôtière de la mer de Beaufort, le puits Pakota C60 a atteint sa profondeur totale en mars 2006. Le forage du puits par battage, en décembre 2005, a marqué la reprise des activités de forage extracôtier dans la mer de Beaufort après un arrêt de 13 ans.

L'équipe de l'Office chargée des régions pionnières a continué de travailler en collaboration avec le secteur de l'énergie afin de faire face aux défis que présente la courte saison de forage dans les régions du Nord. Des problèmes d'ordonnancement sont survenus, du fait que certaines équipes ont dû retarder le déménagement des appareils de forage et de l'équipement lourd vers d'autres emplacements de puits jusqu'à ce que le sol soit gelé à une profondeur suffisante pour en supporter le poids. La brièveté de la saison de forage a aussi un effet sur les processus de planification des mesures d'urgence qui portent sur la capacité de forer un puits de secours sur les lieux, au besoin, au cours d'une même saison. La nouvelle technologie de forage, qui fait présentement l'objet d'essais, est l'une des options envisagées pour résoudre le problème.

L'Office a communiqué avec des Premières Nations et des organismes du Nord responsables de l'utilisation des sols et des eaux afin d'examiner différents moyens de rechange pour éliminer les déchets à l'emplacement de puits. En règle générale, une fosse munie d'un revêtement contient les liquides et les sédiments meubles qui sont produits par les activités de forage. L'Office et le secteur s'efforcent de trouver d'autres options qui n'ont pas d'effet sur la surface du sol.

Les activités de production de gaz naturel se sont poursuivies au champ gazier Ikhil et à ceux qui sont exploités dans la région de Fort Liard. Le champ Norman Wells a produit du pétrole et la région de Cameron Hills a produit du gaz et du pétrole tout au long de l'année.

En 2006, l'équipe des régions pionnières a aussi :

• participé, avec la Commission géologique du Canada et le Bureau géoscientifique des Territoires du Nord-Ouest, à la mise au point de bases de données communes;
• lancé un nouveau système simplifié pour l'établissement de rapports de comptabilité de production;
• travaillé à des mises à niveau technologiques visant les activités dans les régions pionnières, afin qu'elles tiennent compte des avancements effectués au cours des 25 dernières années en matière de techniques d'arpentage. Le secteur passe d'un système de repère nord-américain datant de 1927 à un système de 1983, dans le but d'adopter cette norme internationale d'ici 2008.

En 2006, un nombre croissant de visiteurs se sont rendus au Bureau d'information sur les terres domaniales de l'Office, situé à Calgary, afin d'avoir accès à des données publiées sur des activités d'exploration antérieures. Un tel intérêt laisse présager qu'une hausse comparable se produira du côté des activités d'exploration dans les régions pionnières au cours des prochaines années, les sociétés devant analyser les données avant de mettre en oeuvre leurs programmes.

Se préparer pour l'avenir

Le niveau d'activité dans les régions pionnières du Nord, en 2007 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 probable que les activités de forage dans les Territoires du Nord-Ouest s'accroîtront si le processus de réglementation visant le projet gazier Mackenzie semble progresser. La reprise des activités ne sera vraisemblablement pas fulgurante; il s'agira plutôt d'une hausse stable du nombre de demandes d'approbation de programmes visant des travaux sismiques et de forage. Le niveau des activités pourrait doubler dans un horizon de trois à cinq ans.

Les négociations entre le gouvernement fédéral et les Territoires du Nord-Ouest ont repris relativement à la délégation de la gestion des ressources naturelles. La délégation aurait pour effet de limiter la portée géographique des responsabilités de l'Office en ce qui concerne les activités de production et d'exploration gazières et pétrolières au Nunavut et dans les régions extracôtières. Il est possible que l'Office soutienne le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest relativement à ces activités en vertu d'une entente de service similaire à celle qu'il a conclue avec le gouvernement du Yukon.

En s'associant aux parties prenantes, les organismes de réglementation comme l'ONÉ peuvent accroître l'efficacité et l'efficience des processus réglementaires, de manière à rendre des décisions plus opportunes et à faciliter la mise en valeur éclairée des ressources énergétiques.

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 les approvisionnements en énergie au bénéfice des Canadiens et aider à assurer la sûreté des 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 tout en réduisant au minimum leurs effets négatifs. À cet égard, l'actuel système de réglementation présente certaines lacunes qui requièrent des solutions afin que les processus réglementaires soient justes et efficaces. Pour y parvenir, il faudrait offrir un cadre de réglementation clair, favoriser une participation efficace aux processus de réglementation et maintenir une capacité suffisante.

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 plein essor - peuvent modifier ses travaux. Pour plus de renseignements sur l'énergie au Canada, prière de consulter l'Aperçu de la situation énergétique, à paraître en mai 2007. L'ONÉ prévoit également publier, à l'automne 2007, un rapport sur l'avenir énergétique, qui présentera l'ensemble des perspectives de l'Office sur l'offre et la demande d'énergie au cours de l'horizon 2005-2030. Le personnel de l'ONÉ aura consulté plus de 100 groupes ou personnes représentant le secteur privé, les gouvernements, les organismes non gouvernementaux et le milieu universitaire pour produire ce document.

Pétrole brut

Points saillants

• En juillet 2006, le prix du pétrole brut West Texas Intermediate a bondi au niveau inégalé de 78,40 $ le baril.
• La production de pétrole à partir des sables bitumineux du Canada a augmenté d'environ 17 %.
• Au cours de la première année complète de production du champ White Rose, la capacité de production du brut sous-marin de la côte Est du Canada s'est accrue de 30 %.

À la mi-juillet 2006, le prix du pétrole brut de référence West Texas Intermediate (WTI) a atteint un sommet inégalé à 78,40 $US le baril, une hausse de 30 % par rapport à la marque de 59 $US le baril en début d'année. L'incertitude géopolitique en Iran, en Iraq, au Nigeria et au Venezuela, la capacité réduite de raffinage dans le monde, les contraintes en matière de capacité de production de réserve et la croissance de la demande sont autant de facteurs qui ont contribué à cette pointe. À la fin de l'année, les prix ont reculé à un peu plus de 60 $US le baril en raison d'une conjoncture économique plus faible et du temps clément qu'il a fait en Amérique du Nord et en Europe. Le prix moyen de 66,24 $US le baril en 2006 représente une augmentation de 17 % par rapport au prix moyen enregistré en 2005.

Le Canada est le septième producteur en importance dans le monde et un exportateur net de pétrole brut. En 2006, le Canada a produit une moyenne de 420 149 mètres cubes (2,6 millions de barils) de brut par jour. Chaque jour, environ 270 147 mètres cubes (1,7 million de barils) de brut, pour une valeur de près de 39 milliards de dollars, ont été exportés, essentiellement aux États-Unis.

Les prix élevés du brut et la forte demande ont stimulé la mise en valeur des ressources, comme les sables bitumineux dont la production a augmenté de 17 %. Cette hausse de l'offre a plus que compensé la production en baisse constante du pétrole brut classique extrait du Bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. La production tirée des sources classiques a continué de fléchir, mais à un rythme plus lent, vu que les prix élevés du brut et les prix moins élevés du gaz naturel ont incité les entreprises à orienter leurs opérations de forage vers le pétrole brut plutôt que vers le gaz naturel.

La hausse de la production dans l'Ouest canadien a entraîné une réduction de la capacité pipelinière pour le pétrole brut. À la fin de l'année, de nombreux pipelines fonctionnaient à plein régime ou fonctionnaient selon le principe de la « répartition », ce qui signifie que chaque expéditeur qui demande de l'espace sur un pipeline se voit accorder une part de la capacité disponible.

Sur la côte Est, la production a atteint une moyenne de 51 507 mètres cubes (324 494 barils) par jour, soit une hausse de 1 % par rapport à 2005. Les trois champs extracôtiers de pétrole brut - Hibernia, Terra Nova et White Rose - ont la capacité nécessaire pour produire environ 68 000 mètres cubes (428 400 barils) par jour. Des difficultés d'ordre opérationnel ont cependant entraîné une baisse de la production aux champs Hibernia et Terra Nova en 2006.

Gaz naturel

Points saillants

• Les marchés du gaz naturel ont été influencés par le resserrement des approvisionnements dans l'Ouest canadien et par la hausse de la demande intérieure de production d'électricité au gaz naturel en Ontario et en Alberta.
• La production canadienne de gaz naturel devrait diminuer légèrement en 2007 en raison d'un ralentissement des activités de forage pendant la seconde moitié de 2006.
• Parmi les demandes dont l'Office a été saisi figurent le projet gazier Mackenzie, le projet de gazoduc Brunswick ainsi qu'une demande de TransCanada PipeLines en vue du transfert de certaines installations pipelinières à Keystone, qui s'en servira dans le cadre de son projet d'oléoduc Keystone.

Ces dernières années, la croissance de l'offre de gaz naturel émanant du Bassin sédimentaire de l'Ouest canadien et des autres grands bassins d'approvisionnement d'Amérique du Nord n'a pas suivi la demande, ce qui explique la hausse et la volatilité des prix du gaz naturel.

Après le sommet de 15 $ le MMBTU atteint à la fin de 2005 par suite des perturbations aux approvisionnements causées par l'ouragan Katrina, les prix ont chuté pour atteindre environ 4 $ le MMBTU à l'automne 2006 et l'on s'attend qu'ils oscilleront entre 5 $ et 7 $ le MMBTU durant la saison de chauffage 2006-2007.

L'instabilité des marchés du gaz naturel découle de la hausse de consommation de gaz naturel pour la mise en valeur des sables bitumineux de l'Alberta et de l'augmentation de la demande de production d'électricité au gaz naturel, particulièrement en Ontario. L'instabilité des marchés influe également sur le fonctionnement de certains pipelines de gaz naturel au Canada. L'Office a d'ailleurs rendu plusieurs décisions pertinentes en 2006, comme :

• la prestation de services à court préavis pour les producteurs d'électricité au gaz, lesquels ont besoin d'une plus grande souplesse d'exploitation, et de services de transport garanti de gaz naturel pour répondre aux demandes d'électricité qui fluctuent au gré des conditions météorologiques (services à court préavis de TransCanada);
• la conversion éventuelle de capacité pipelinière de manière à remplacer le service de gaz naturel par le service de pétrole brut (projet de pipeline Keystone).

La production canadienne de gaz naturel devrait diminuer légèrement en 2007 en raison d'un ralentissement des activités de forage pendant la seconde moitié de 2006, dont les causes les plus probables étaient la hausse des coûts, la baisse de productivité des nouveaux puits et le fléchissement du prix du gaz naturel. L'Office prévoit que la croissance de la production du méthane de houille ne compensera pas entièrement la baisse escomptée de la production de gaz naturel classique. Le gaz naturel extrait du charbon est actuellement produit en quantités commerciales à partir des gisements de la formation de Horseshoe Canyon au centre-sud de l'Alberta et des gisements de la formation Mannville au nord-ouest d'Edmonton.

À long terme, l'industrie poursuivra la mise en valeur des ressources de gaz naturel situées dans les régions pionnières du Canada. L'Office étudie actuellement une demande de construction d'un grand pipeline qui partirait du delta du Mackenzie et remonterait la vallée du Mackenzie jusqu'en Alberta et au-delà pour approvisionner les marchés intérieurs et les marchés d'exportation. L'industrie envisage également de maintenir la production au large des côtes de la Nouvelle-Écosse en intensifiant la mise en valeur des champs de production et éventuellement du champ de gaz de Deep Panuke. À long terme, il est possible que le gaz naturel liquéfié (GNL) importé représente une autre source d'approvisionnement gazier.

Le Canada exporte plus de la moitié de sa production de gaz naturel aux États-Unis. Les volumes d'exportation de gaz naturel en 2006 devraient être moindres qu'en 2005, année où les importants dommages causés par l'ouragan aux installations de production du golfe du Mexique ont fait gonfler la demande américaine de gaz naturel canadien. En raison de la baisse des volumes d'exportation et des prix du gaz naturel, les exportations de gaz naturel en 2006 ont généré des revenus d'exportation d'environ 27,5 milliards de dollars, un grand recul par rapport au record de 35,6 milliards de dollars enregistré en 2005.

Liquides de gaz naturel (LGN)

Points saillants

• Les exportations de propane et de butanes ont légèrement baissé en 2006.

Les liquides de gaz naturel comprennent l'éthane, le propane, les butanes et les pentanes plus (aussi appelés C5+ ou condensats). Les liquides de gaz naturel sont pour la plupart des dérivés de la production de gaz naturel. Le propane et le butane sont également extraits du raffinage du pétrole brut. En 2006, environ 15 % du propane et 40 % du butane produit provenait d'opérations de raffinage.

Avec une production d'éthane d'environ 40 300 mètres cubes (253 890 barils) par jour, l'offre est demeurée serrée en 2006, aucun volume n'étant disponible pour l'exportation. Du côté de la demande, l'industrie pétrochimique canadienne a consommé un volume d'éthane estimé à 38 900 mètres cubes (245 070 barils) par jour alors que les projets de récupération assistée du pétrole en Alberta en ont consommé environ 1 400 mètres cubes par jour pour les besoins d'injection de fluides miscibles.

La production de propane et de butanes en 2006 est évaluée à 31 900 mètres cubes (200 970 barils) et 24 200 mètres cubes (152 460 barils) par jour respectivement. Les volumes excédentaires de propane et de butanes ont été disponibles pour l'exportation tout au long de l'année; toutefois, les exportations en 2006 accusent une légère baisse par rapport à celles de 2005. 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 d'huile de chauffage aux États-Unis. Compte tenu du rythme frénétique qui caractérise la mise en valeur des sables bitumineux, l'utilisation de liquides de gaz naturel lourds comme diluant du bitume a augmenté en 2006 et devrait continuer à s'intensifier. L'ONÉ prévoit d'ailleurs être saisi de demandes portant sur des infrastructures pipelinières pour l'importation de condensats devant servir de diluant.

Électricité

Points saillants

• L'offre d'électricité au Canada en 2006 a été suffisante pour répondre à la demande intérieure.
• Les exportations nettes d'électricité au Canada ont diminué au total pour passer de 23,6 térawattheures (TWh) en 2005 à 17,4 TWh en 2006.
• Le 15 septembre 2006, l'ONÉ a signé un protocole d'entente reconnaissant la North American Electric Reliability Corporation (NERC) comme l'organisation responsable de la fiabilité électrique.

Même si l'offre d'électricité au Canada a permis de répondre à la demande intérieure en 2006, la suffisance de la capacité de production demeure prioritaire. Pour assurer la suffisance des approvisionnements dans l'avenir, certaines provinces ont élaboré des stratégies qui font une place aux partenaires. Par exemple, l'Integrated Power System Plan (plan de réseau d'électricité intégré) de l'Ontario, un processus global d'engagement du public placé sous la coordination de l'Office de l'électricité de l'Ontario, comprend des mesures tant du côté de l'offre - comme l'augmentation de la capacité de production - que du côté de la demande - comme les économies d'énergie et l'amélioration de l'efficacité énergétique.

Alors que l'intérêt pour la mise en valeur des ressources renouvelables continue de se développer, le secteur de l'électricité reconnaît que les technologies nouvelles comme l'éolien, les petites centrales hydroélectriques et la biomasse ne sont qu'une partie d'une solution diversifiée destinée à accroître l'offre d'électricité. Même si elles sont intéressantes sur le plan de l'environnement, ces technologies sont souvent soumises aux mêmes difficultés que les technologies classiques pour obtenir l'approbation des sites d'implantation et l'accès au réseau.

En 2006, plusieurs gros projets d'aménagement hydroélectrique ont continué de faire l'objet d'un examen. Certains d'entre eux, comme celui du cours inférieur du fleuve Churchill au Labrador et celui de Conawapa dans le nord du Manitoba, pourraient accroître les échanges régionaux et ajouter sensiblement à la capacité de transport sur de longues distances.

La nouvelle offre d'électricité au Canada provenait principalement d'installations de production au gaz naturel et de l'augmentation de 767 MW de la capacité de production éolienne, qui atteignait 1 451 MW à la fin de 2006. Compte tenu du coût croissant de production de nouvelle d'électricité, les prix à la consommation risquent d'augmenter dans les années à venir. Étant donné que l'aménagement de nouvelles centrales visait à répondre à une demande régionale, l'ONÉ a constaté peu de changements dans le nombre de demandes de permis d'exportation. Une demande actuellement à l'étude à l'Office a été déposée par Yuddin Energy Inc. pour l'exportation d‘électricité produite par un parc d'éoliennes situé dans le nord-ouest du Québec.

Le 7 septembre 2006, l'ONÉ a approuvé la demande présentée par Sea Breeze Converter Corporation en vue de construire et d'exploiter une ligne internationale de transport d'électricité entre la Colombie-Britannique et l'État de Washington. Une demande présentée par Montana Alberta Tie Ltd. en vue de construire et d'exploiter une ligne internationale de transport d'électricité entre Lethbridge, en Alberta, et Great Falls, au Montana, est actuellement à l'étude à l'Office.

Des progrès ont été accomplis récemment à l'égard de la fiabilité du réseau d'électricité en Amérique du Nord. Le 15 septembre 2006 en effet, l'ONÉ a signé un protocole d'entente reconnaissant la North American Electric Reliability Corporation (NERC) comme l'organisation responsable de la fiabilité électrique. Dès 2007, la NERC aura charge de mettre en oeuvre les normes obligatoires de fiabilité électrique sur tout le réseau nord-américain. En s'associant à la NERC, l'Office peut promouvoir les normes obligatoires de fiabilité pour les lignes internationales de transport d'électricité relevant de sa compétence.

Rompant avec une augmentation des exportations nettes d'électricité pendant deux années d'affilée, le Canada a vu diminuer ses exportations nettes, qui sont passées de 23,6 TWh en 2005 à 17,4 TWh en 2006. Toutefois, les exportations nettes en 2006 ont été de 0,7 TWh plus élevées que la moyenne des cinq dernières années. Les revenus nets ont eux aussi diminué, passant de 1,9 milliard de dollars en 2005 à 1,3 milliard en 2006; et ils ont été de 0,1 milliard de dollars moins élevés que la moyenne des cinq dernières années. Le prix à l'importation a fléchi, pour passer de 66 $/MWh en 2005 à 49 $/MWh en 2006, alors que le prix à l'exportation a diminué de 73 $/MWh en 2005 à 61 $/MWh en 2006. Ces baisses sont imputables au temps doux et aux prix du gaz naturel moins élevés partout au Canada tout au long de 2006. Par contre, les revenus nets de 2006 sont au même niveau que la moyenne des cinq dernières années, ce qui laisse croire que des gains économiques sont encore accomplis malgré la hausse de la demande locale et les fluctuations de l'offre, particulièrement du côté de la production hydroélectrique, survenues au cours des cinq dernières années.

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 énergétiques dont ils ont besoin. 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, parfois, l'abandon d'un projet. En simplifiant les processus réglementaires et en travaillant proactivement avec d'autres parties prenantes, 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.

Efficacité des évaluations environnementales

Lorsque le personnel de l'ONÉ a pris connaissance du projet de doublement d'ancrage TMX qui traverserait le parc national Jasper et le parc provincial du mont Robson, il a compris la controverse que le projet pourrait susciter et le dédoublement d'efforts que devraient consentir les ministères fédéraux et provinciaux dans le processus d'évaluation environnementale. Dès le début du processus de demande, le personnel de l'ONÉ a travaillé en étroite collaboration avec Parcs Canada en vue d'établir un processus coordonné d'évaluation environnementale auquel seraient associés les ministères fédéraux et provinciaux responsables des évaluations environnementales. De cette collaboration est sorti un rapport d'examen environnemental préalable destiné à aider les instances fédérales et provinciales à rendre leurs décisions en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale ou d'autres lois applicables en matière d'évaluation environnementale; on évitait ainsi le plus grand nombre possible de dédoublements d'efforts concernant l'évaluation environnementale du projet.

Tableau 1 - Normes de service de l'Office national de l'énergie et résultats en 2006

Tâche	Norme de service	Nombre de demandes en 2006	Résultats
Diffusion des décisions faisant suite à une audience	80 % des décisions rendues dans les 12 semaines suivant l'audience publique	6	100 %
Autorisation en vue d'exporter du pétrole, du gaz et des liquides de gaz naturel, et d'importer du gaz naturel	2 jours ouvrables (ordonnances à court terme seulement. Les demandes de permis à long terme peuvent être assujetties à un processus d'audience complet.)	Produits pétroliers -107 Exportations et importations de gaz naturel -161 Liquides de gaz naturel -114	100 %
Demandes d'exportation d'électricité	80 % des demandes de nature courante complétées dans les 75 jours *De nouvelles normes de service seront applicables à compter du 1er janvier 2007	10	33 % [1]
Demandes de forage de puits aux termes de la LOPC	Décision rendue dans les 21 jours civils suivant la réception de la demande (complète)	15	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)	23	100 %
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	2	100 %
Vérifications financières	80 % des ébauches de rapport financier envoyées à la société dans les 8 semaines suivant l'achèvement des travaux sur le terrain	2	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)	20	94 %
Demandes adressées à la bibliothèque de l'ONÉ	Réponse aux demandes dans un jour ouvrable suivant la réception de la demande	1531	100 %
[1] Quatre demandes d'exportation d'électricité n'ont pas été traitées dans les délais prescrits par la norme en raison de retards de la part du demandeur et du roulement du personnel.

 

Normes de service visant les nouvelles demandes d'exportation d'électricité

La norme de l'Office visant les demandes d'exportation d'électricité consistait à régler 80 % de toutes les demandes de nature courante dans les 75 jours suivant leur réception dans la mesure où elles étaient complètes. En 2006, l'Office a reçu dix demandes d'exportation d'électricité. Six d'entre elles étaient des demandes de nature courante et elles ont été traitées selon la norme de service. Dans quatre cas, l'Office n'a pas pu respecter cette norme, car le demandeur a tardé à produire les documents nécessaires et aussi à cause du roulement du personnel. Voilà pourquoi l'Office est en train de mettre au point des outils et des procédures afin d'améliorer son taux de respect des normes de service en 2007. L'Office a de plus adopté de nouvelles normes de service visant les demandes d'exportations d'électricité qui ont pris effet en janvier 2007. Le format et l'approche de ces nouvelles normes se comparent à ceux qui s'appliquent aux demandes présentées aux termes de l'article 58.

L'Office classera chaque demande complète de permis d'exportation d'électricité dans l'une des trois catégories, compte tenu de la complexité des enjeux associés à la demande. Selon la catégorie attribuée, une date cible de diffusion de la décision de l'Office sera définie pour chaque demande.

Le tableau ci-après résume les nouvelles normes de service applicables aux demandes de permis d'exportation d'électricité.

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

Catégorie	Complexité des enjeux	Diffusion de la décision sur la demande de permis d'exportation d'électricité
A	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
B	Moyenne	80 % des décisions sont diffusées dans un délai de 90 jours civils après la période postérieure à la parution de l'avis de demande
C	Élevée	Aucune norme de service

Les demandes de catégorie C sont très complexes et peuvent avoir valeur de précédents. L'Office n'a pas défini de norme de service pour ces rares demandes parce que les délais de traitement varient grandement dans leur cas.

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. On trouvera ci-dessous les normes de service visant les demandes présentées aux termes de l'article 58 et les résultats obtenus.

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

Catégorie	Description de la catégorie	Norme de service	Nombre de demandes en 2006	Résultats obtenus	Délais de traitement moyens
A - Article 58	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)	6	83 %	34 jours
B - Article 58	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)	18	89 %	71 jours
C - Article 58	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)	2	100 %	108 jours

L'ONÉ s'applique à réduire les délais de traitement des demandes de nature courante en utilisant une approche axée sur les cycles de vie et fondée sur le risque, approche qui maximise l'utilisation des outils et ressources en place de l'ONÉ. À titre expérimental, l'ONÉ a utilisé cette approche pour traiter deux des six demandes de catégorie A qu'il a examinées en 2006. Résultat : le délai de traitement moyen des deux demandes citées s'est révélé plus court (de 17 %) que celui des quatre autres demandes.

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. Lorsque la capacité pipelinière est limitée, ou bien la production de pétrole est interrompue, ou bien les expéditeurs sont contraints à solder leur produit pour le rendre disponible sur le marché en raison des surplus accumulés. Par exemple, les réductions sur le pétrole lourd et le pétrole brut léger ont tendance à se multiplier lorsque la capacité pipelinière est insuffisante ou que les marchés disponibles sont insuffisants. À la fin de 2006, le pétrole brut synthétique a été réduit jusqu'à 5 $ le baril essentiellement pour cause d'insuffisance de la capacité pipelinière. L'an dernier, l'Office a étudié deux demandes d'agrandissement de pipelines : le projet de doublement d'ancrage TMX et le projet de pipeline Keystone. Il s'attend à être saisi d'autres demandes visant des augmentations de capacité pipelinière.

Resserrement de la capacité pipelinière du brut en 2006

La hausse de la production extraite des sables bitumineux, stimulée par les prix élevés du brut et par la forte demande aux États-Unis, a eu pour effet de resserrer la capacité pipelinière à partir du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. À plusieurs occasions, tous les principaux pipelines d'exportation ont fonctionné à plein régime ou selon le principe de la répartition.

En 2006, Enbridge Pipeline Ltd. (Enbridge) a fonctionné à environ 85 % de sa capacité, son débit réel atteignant en moyenne 245 000 mètres cubes (1,5 million de barils) par jour (figure 4). Sa capacité a suffi durant la première moitié de 2006; au cours des troisième et quatrième trimestres toutefois, Enbridge a dû pratiquer la répartition sur bon nombre de ses canalisations. Une production accrue à partir des sables bitumineux et des prix favorables du brut léger et du brut synthétique ont eu pour effet d'en augmenter le débit vers les marchés d'exportation et vers les raffineries de l'Ontario. L'inversion du sens de l'écoulement des pipelines Spearhead et Mobil, qui livrent du pétrole brut de l'Ouest canadien vers le Midwest américain et la côte américaine du golfe du Mexique, a elle aussi contribué à une hausse des débits sur le réseau d'Enbridge.

Le pipeline Terasen a fonctionné à environ 83 % de sa capacité, soit un débit réel combiné de 35 750 mètres cubes (225 000 barils) de léger et de brut lourd par jour. À plusieurs occasions en 2006, le pipeline Terasen n'a pu expédier tous les volumes qui lui étaient commandés en raison de la hausse des volumes de brut plus lourd expédiés, qui a réduit sa capacité disponible. Le 17 février 2006, Kinder Morgan a adressé une demande à l'Office en vue de doubler le pipeline et d'accroître sa capacité de 6 360 mètres cubes (40 000 barils) par jour. Le 26 octobre 2006, l'Office a approuvé la demande de projet de doublement d'ancrage TMX au terme d'une audience publique. La capacité supplémentaire sera mise en service en 2008.

Le pipeline d'Express Pipeline Ltd. fonctionnait en moyenne à 80 % de sa capacité, son débit réel atteignant en moyenne 35 000 mètres cubes (221 000 barils) par jour. La hausse de la production de brut dans la région des Rocheuses (Petroleum Administration Defense District IV, ou PADD IV) aux États-Unis a incité à répartir les expéditions sur le réseau Express/Platte.

En plus de celle de Kinder Morgan, l'Office a reçu une demande, au deuxième trimestre de 2006, de TransCanada PipeLines Limited et de TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd. en vue d'obtenir l'autorisation de transférer certaines installations de pipeline de gaz naturel faisant partie du réseau principal de TransCanada au bénéfice de Keystone, aux fins du service de brut. Une audience publique, convoquée le 23 octobre 2006, s'est achevée le 14 novembre. La demande a été approuvée par l'Office en février 2007. Le 12 décembre 2006, TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd. (Keystone) a déposé une demande visant la construction et l'exploitation de la partie canadienne du projet d'oléoduc Keystone.

Le réseau de Cochin Pipelines Ltd. (Cochin) est le plus gros et le plus long des pipelines de liquides de gaz naturel au Canada. En 2006, le réseau Cochin a fonctionné à environ 70 % de sa capacité, dégageant un débit réel moyen de 7 800 mètres cubes (49 140 barils) par jour. En mars 2006, Cochin a suspendu ses expéditions d'éthylène en raison d'une défaillance constatée dans la partie du pipeline située en territoire américain et elle a réduit de son propre gré la pression du pipeline. La société a informé ses expéditeurs que le pipeline fonctionnera à pression réduite jusqu'à l'automne 2007 au moins. Sans l'éthylène dans le pipeline, les expéditeurs de propane et d'éthane ne devraient pas être contraints à faire appel au principe de la répartition.

L'ONÉ se demande avec inquiétude si la capacité pipelinière sera suffisante pour transporter le pétrole 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; pour cela, elle devra en faire la demande à l'Office. L'Office croit que l'industrie serait bien avisée de déterminer les projets d'agrandissement de pipeline qu'elle désire 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 sont réalisés de manière responsable.

Figure 4 - Utilisation de la capacité des oléoducs

Capacité des gazoducs généralement suffisante

Contrairement à la production de pétrole brut, la production de gaz naturel est restée relativement stable depuis 2001. Parallèlement, la consommation de gaz naturel en Alberta a augmenté, ce qui signifie qu'il y a moins de gaz naturel disponible pour être expédié à l'extérieur de la province. En conséquence, la capacité des gazoducs a été généralement suffisante pour transporter le gaz naturel du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien vers les marchés du Canada et des États-Unis. Les pipelines qui transportent le gaz naturel de la Colombie-Britannique vers les États américains du Nord-Ouest pacifique et jusqu'en Californie disposent encore d'une capacité suffisante car la demande y a été relativement stable au cours des dernières années. Les pipelines transportant le gaz en provenance des champs au large des côtes de la Nouvelle-Écosse ont également suffisamment de capacité.

La figure 5 montre le niveau de référence, c'est-à-dire 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 points 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. À la fin de 2005 et au début de 2006, suite aux dommages causés par les célèbres ouragans, il y a eu une forte demande à court terme pour transporter plus de gaz naturel vers l'Est afin de compenser le manque à produire sur la côte du golfe. Le reste de l'année 2006, comme les réservoirs de stockage se remplissaient, il y a eu moins de demande pour transporter du gaz naturel vers les marchés de l'Est, et le niveau de référence est revenu à son niveau escompté.

Figure 5 - Écarts des prix des produits
(dollars le gigajoule)

Capacité du réseau électrique

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

Figure 6 - Revenus d'exportation nets selon le produit

Points saillants du sondage sur les services pipeliniers

Les sociétés pipelinières offrent diverses formes de service à leurs expéditeurs, comme le service garanti, le service interruptible ou le service à court préavis sur les pipelines de gaz naturel, ou la capacité de transporter différents types de produits sur les oléoducs. Les droits et tarifs exigés pour ces services sont généralement établis à la suite de règlements négociés entre les sociétés et leurs expéditeurs.

Chaque année, l'Office mène un sondage auprès des clients des sociétés pipelinières qu'il réglemente afin d'obtenir leur opinion sur certaines questions, comme la fiabilité physique des pipelines et la suite de services offerte par les sociétés pipelinières. Cette rétroaction directe est un moyen parmi d'autres qui permet à l'ONÉ de recueillir des preuves afin de déterminer si les marchés énergétiques et de transport d'énergie au Canada fonctionnent convenablement, un des buts premiers de l'Office.

Les expéditeurs qui ont répondu au sondage mené par l'ONÉ en 2006 ont accordé la plus forte note à la fiabilité physique des services pipeliniers, soit 4,06 sur 5 en moyenne, et la note la plus faible à la compétitivité des droits de transport, 3,02 sur 5 en moyenne. Dans l'ensemble, les expéditeurs se sont dits raisonnablement satisfaits des services fournis par les pipelines et par l'ONÉ. Toutefois, les sociétés pipelinières ont obtenu de faibles notes pour ce qui est de l'innovation, de l'amélioration et des processus de collaboration.

Le résumé des résultats globaux du sondage 2006 se trouve depuis mai sur le site Web de l'Office à www.one-neb.gc.ca. On y trouve la moyenne de l'ensemble de l'industrie et la ventilation des réponses à chaque question ainsi qu'un sommaire des principaux thèmes. L'Office a fourni à chaque société pipelinière et à ses expéditeurs les résultats détaillés les concernant, y compris les commentaires des expéditeurs.

Marchés énergétiques efficients et éclairés

L'ONÉ surveille continuellement les marchés énergétiques au Canada pour que les Canadiens aient accès au pétrole, 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 et, périodiquement, des perspectives à long terme sur l'avenir énergétique du Canada.

Fournir et interpréter l'information sur les marchés énergétiques contribuent 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 2006. On trouvera également 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 2006, le marché du pétrole brut a bien fonctionné, ce qui signifie que les Canadiens ont eu accès au pétrole brut canadien à un prix semblable à celui payé par les clients à l'exportation (figure 7).

Les prix du brut canadien sont restés élevés pendant la première moitié de 2006, débutant l'année à 72,20 $CAN le baril pour monter graduellement tout au long de l'été. Le 14 juillet, les prix du léger affichés à Edmonton ont atteint des sommets sans précédent à plus de 90,00 $CAN le baril. Cette situation était largement attribuable à la persistance de la forte demande aux États-Unis jumelée aux tensions géopolitiques et aux perturbations des approvisionnements au Nigeria. Les prix du pétrole ont commencé leur repli en août pour poursuivre leur chute en automne et clore l'année à environ 68,51 $CAN le baril, une dégringolade de 24 %.

La reprise de la production aux installations de valorisation des sables bitumineux, l'expansion d'autres installations au troisième trimestre de 2006 et la disponibilité du brut léger extracôtier en quantité largement suffisante destiné aux États-Unis ont entraîné une réduction du prix du pétrole brut non corrosif classique et synthétique au Canada. De plus, les niveaux élevés des stocks, l'absence d'ouragans et un relâchement des tensions géopolitiques ont contribué à la chute des prix.

Figure 7 - Prix du pétrole brut léger affiché et prix à l'exportation à Edmonton
(dollars canadiens le baril)

Marché du gaz naturel

En 2006, les prix intérieurs au point AECO-C, le principal point d'établissement des prix du gaz naturel en Alberta, ont généralement été égaux ou inférieurs aux prix du gaz naturel aux points d'exportation de l'Est du Canada. Cela montre que les Canadiens ne paient pas plus que ce que paient les clients à l'exportation pour le gaz naturel acheté en Alberta et donne à penser que le marché du gaz naturel est efficient sur le plan économique.

Le nombre relativement faible d'acheteurs et de vendeurs sur les marchés du gaz de la Colombie-Britannique et des Maritimes fait en sorte qu'il est plus difficile de surveiller l'équivalence des prix du gaz naturel à l'intérieur et à l'exportation. L'ONÉ continue de surveiller les prix et ces marchés pour s'assurer que prime l'efficience économique : on peut consulter les données pertinentes au site www.one-neb.gc.ca.

Les prix du gaz naturel au Canada ont baissé assez régulièrement durant la première moitié de 2006, commençant l'année à 8,89 $CAN le gigajoule pour se situer à un creux de 3,44 $CAN le gigajoule à la fin de septembre. La demande de gaz naturel a été faible tout l'hiver 2005-2006 en raison de températures 10 % plus chaudes que la normale, de sorte que les stocks de gaz naturel en Amérique du Nord ont atteint des niveaux inégalés. Les prix sont restés relativement faibles toute l'année et les stocks de gaz naturel ont continué de s'accumuler. Les prix du gaz naturel se sont quelque peu raffermis en juillet et août alors qu'une vague de chaleur a frappé la plupart des grands centres d'Amérique du Nord, ce qui a fait bondir la demande d'électricité pour l'air climatisé. Durant ces pointes, le gaz naturel est appelé à la rescousse pour produire de l'électricité et cette année, les ponctions faites dans les réserves de gaz naturel durant l'été n'ont jamais connu d'égales jusqu'ici. Malgré cette pointe de l'été, les réservoirs de stockage de gaz naturel étaient pleins dans toutes les régions, avant que la saison hivernale ne débute.

Figure 8 - Prix du gaz intérieur et à l'exportation vers l'Est à la frontière de l'Alberta
(dollars canadiens le gigajoule)

Marché de l'électricité

Pouvoir exporter de l'électricité lorsque la conjoncture économique est favorable a permis aux services d'électricité des provinces et aux gouvernements d'obtenir une source de revenus de première importance, en particulier les provinces productrices d'hydroélectricité. L'utilisation des lignes internationales d'électricité laisse penser que la capacité de transport est suffisante, même s'il existe parfois des contraintes en périodes de pointe.

Rapports sur les marchés de l'énergie

Au cours de l'année 2006, 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 rapports sont disponibles sur le site Web de l'ONÉ à www.one-neb.gc.ca.

Le potentiel ultime des ressources en gaz naturel classique du nord-est de la Colombie-Britannique. - Établi en collaboration avec le ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources pétrolières de la Colombie-Britannique, ce rapport présente les résultats d'une évaluation des ressources de gaz naturel classique dans cette région et se penche sur le potentiel de gaz naturel classique et non classique dans l'ensemble de la province.

Utilisation du gaz naturel pour la production d'électricité : enjeux et conséquences. Ce rapport analyse la demande grandissante de production d'électricité au gaz naturel en Amérique du Nord, ainsi que les enjeux et les conséquences associés à ce surcroît de demande.

Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2006-2008. Dans cette évaluation annuelle des marchés énergétiques, l'ONÉ examine le volume de gaz naturel qui peut être livré aux marchés à partir de toutes les sources canadiennes au cours des trois prochaines années.

Technologies émergentes en production d'électricité. Ce rapport fait le point sur l'état actuel et les perspectives des technologies émergentes, comme les technologies renouvelables que sont l'énergie éolienne, les petites centrales hydroélectriques et la biomasse, ainsi que les technologies au charbon épuré. Il fait état des obstacles à la croissance d'une production d'électricité « plus verte et plus propre » et donne des suggestions pour surmonter ces obstacles.

Les sables bitumineux du Canada - Perspectives et défis jusqu'en 2015 : Mise à jour.Le nouveau rapport fait état d'une hausse de la production extraite des sables bitumineux de près de 40 %, pour atteindre 3 millions de barils par jour, en 2015, par rapport aux estimations de l'ONÉ en 2004.

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

En 2006, l'Office a commencé à publier ses perspectives semestrielles des marchés énergétiques au Canada. Ces perspectives 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.

En janvier 2006, l'ONÉ a lancé sur son site Web une nouvelle section consacrée aux consommateurs, afin d'informer les Canadiens sur les prix de l'énergie selon une formule d'accès facile. La section des prix de l'énergie, qui porte sur le pétrole, le gaz naturel, le propane et l'électricité, a suscité beaucoup d'intérêt : plus de 10 000 personnes l'ont consultée en 2006.

En 2006, les pipelines canadiens ont livré pour plus de 110 milliards de dollars de gaz naturel, de pétrole brut et de produits pétroliers aux consommateurs canadiens et aux marchés d'exportation - fournissant l'énergie nécessaire pour chauffer nos foyers, ravitailler nos voitures en carburant et faire tourner nos industries.

L'ONÉ est chargé de voir 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 installations connexes, et 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 et de la protection de l'environnement. L'Office veille à ce que les sociétés pipelinières cernent et prennent en main les risques pour la sécurité, la sûreté, l'environnement, le contexte socio économique et les terres pendant tout le cycle de vie de leurs installations réglementées.

Bilan de sécurité

En mars 2006, l'ONÉ a publié son rapport intitulé Gros plan sur la sécurité et l'environnement - Analyse comparative du rendement des pipelines 2000-2004. Il s'agit du quatrième rapport du genre qui 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 2006 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 de 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. Le rapport reflète les statistiques de sociétés qui représentent environ 94 % de la longueur totale des pipelines réglementés par l'ONÉ. On en dégage les constatations suivantes, qui se fondent sur les données signalées jusqu'à la fin de l'année civile 2004 :

• Pour la septième année consécutive, aucun accident mortel n'est survenu sur des pipelines du ressort de l'ONÉ.
• L'année 2004 est la deuxième année consécutive au cours de laquelle aucune rupture n'a été signalée. Le raffinement et la nature proactive des programmes de gestion mis en place par les sociétés ont permis de mettre fin à une tendance moyenne de 2,5 ruptures par année qui s'était maintenue de 1991 à 2003.
• Le taux de fréquence de blessures chez les employés des entrepreneurs a diminué de plus de moitié en 2004, par rapport à l'année précédente. Cependant, il demeure près de trois fois plus élevé que celui des employés des compagnies.
• Aucun rejet de liquides ou de gaz naturel n'est survenu sur des pipelines réglementés par l'ONÉ au cours des deux dernières années. Un rejet est causé par une rupture ou une perforation dans le corps d'une canalisation.

Après la publication du rapport, l'Office a continué à recueillir des données pour 2005 et 2006 en vertu des exigences de signalement obligatoire et du programme de signalement volontaire. Voici les principales observations qu'il a dégagées de cette information :

• Aucune rupture de pipeline de transport d'hydrocarbures ni aucun accident mortel ne sont survenus dans des installations relevant de l'ONÉ.
• Une défaillance s'est produite dans un productoduc en 2006. Le contenu d'un pipeline de transport de soufre s'est solidifié à la suite d'une panne de courant prolongée et la surpression a fait rompre le pipeline au moment où la société le remettait en marche.
• En décembre 2006, un accident mortel est survenu au cours de la construction d'une ligne internationale de transport d'électricité réglementée par l'ONÉ. Paul Croker, entrepreneur néo-écossais de 47 ans, a perdu la vie lorsqu'une section de la grue qu'il démontait est tombée sur lui. C'était le premier accident mortel à se produire en plus de neuf ans dans une installation du ressort de l'ONÉ, et l'Office se penche sur la question.

On peut télécharger le rapport intégral et la fiche de renseignements s'y rapportant à l'adresse www.one-neb.gc.ca.

Sécurité et sûreté

Le risque que l'infrastructure énergétique canadienne soit perturbée par des catastrophes naturelles ou causées par l'homme est une source de préoccupation majeure pour la population et tous les ordres de gouvernement au Canada. La tempête de verglas qui a sévi en 1998 et les ouragans Juan (2003) et Katrina (2005) ont montré que les conditions météorologiques peuvent infliger de lourds dommages à l'infrastructure énergétique. Par ailleurs, les événements du 11 septembre 2001 ont mis en évidence la vulnérabilité de l'infrastructure et des réseaux de transport nord-américains aux attentats terroristes. L'Office national de l'énergie réglemente environ 45 000 kilomètres du réseau canadien de pipelines, et quelque 1 100 kilomètres de notre vaste infrastructure de transport d'électricité. Toutefois, de concert avec Ressources naturelles Canada, qui joue un rôle de premier plan pour ce qui est d'assurer le bon fonctionnement des systèmes d'approvisionnement en énergie au Canada, l'ONÉ est directement responsable de la sûreté de l'infrastructure énergétique canadienne de ressort fédéral depuis avril 2005.

Au cours de la dernière année, l'ONÉ a mis en train un certain nombre d'initiatives destinées à renforcer la sûreté de l'infrastructure énergétique du Canada. En mai 2006, il a diffusé un projet de modification réglementaire (PMR 2006-01) exposant les changements qu'il propose d'apporter au RPT 99 et au Règlement sur les usines de traitement de l'Office national de l'énergie (RUT) au chapitre de la gestion de la sûreté des pipelines. Au moyen du PMR 2006-01, l'Office a fait savoir aux sociétés réglementées qu'il s'attend à ce qu'elles se dotent de programmes systématiques, exhaustifs et proactifs pour gérer les risques associés à la sûreté des pipelines. L'ONÉ s'attend également à que les sociétés incorporent ces programmes dans leurs systèmes de gestion globale pour garantir l'adoption de pratiques sûres et sécuritaires au chapitre de la conception, la construction, l'exploitation et l'entretien de tout réseau pipelinier. Les attentes et les conseils ainsi diffusés devaient prendre effet le 31 juillet 2006, et elles demeureront en vigueur jusqu'à la promulgation des versions révisées des règlements.

Dans le cadre d'une initiative visant à définir la portée d'une future norme de gestion de la sûreté s'appliquant à l'industrie gazière et pétrolière, l'Office a dirigé un groupe de travail formé sous les auspices de l'Association canadienne de normalisation (CSA), qui s'appelle le Comité directeur stratégique sur les systèmes pétroliers et gaziers. En novembre 2006, 35 personnes, dont des représentants de l'industrie pétrolière et gazière, des fonctionnaires et d'autres parties intéressées, ont assisté à une réunion spéciale du comité à Calgary. Le comité a réussi à élaborer un projet de norme consensuelle de la CSA concernant la gestion de la sûreté dans l'industrie pétrolière et gazière. La norme pourrait aussi être adoptée par renvoi dans les règlements de l'Office ainsi que dans les règlements provinciaux pertinents partout au Canada.

Suivant le nouveau mandat qui lui a été conféré au chapitre de la sûreté, l'Office réglemente également la sûreté des lignes internationales de transport d'électricité et des lignes interprovinciales désignées de ressort fédéral. Sous ce rapport, l'Office a appuyé la transition vers des normes de fiabilité obligatoires en reconnaissant le North American Reliability Council à titre d'organisation de fiabilité du service d'électricité. De plus, l'ONÉ et la Division de la protection des infrastructures énergétiques de Ressources naturelles Canada ont discuté de la possibilité de collaborer à la réalisation d'évaluations conjointes de la vulnérabilité sur le plan de la sûreté des lignes internationales de transport d'électricité.

Face au chevauchement des compétences, à la communauté des visées réglementaires et au besoin d'assurer une communication efficace au chapitre de la gestion de la sûreté, l'Office établit des accords de travail avec ses partenaires gouvernementaux du fédéral et des provinces. C'est ainsi qu'en janvier 2006, l'Office a conclu un protocole d'entente avec l'Alberta Energy and Utilities Board afin de faciliter la coordination des activités et la coopération entre les deux régies. Aux termes du protocole d'entente, les deux organismes ont mené conjointement quatre des six évaluations prévues en 2006 et planifié la conduite des deux autres pour le début de 2007. Les évaluations de la gestion de la sûreté réalisées jusqu'ici sont le fruit d'un effort collaboratif qui a culminé dans la production d'un seul rapport commun, fondé sur un protocole d'évaluation mutuellement convenu, qui présente leurs recommandations conjointes.

C'est la première fois au Canada, et peut être en Amérique du Nord, que deux régies mènent une telle initiative concertée. L'ONÉ a engagé des pourparlers en vue de conclure des ententes similaires dans d'autres provinces, notamment avec la Oil and Gas Commission de la Colombie Britannique et la Direction générale de la sûreté et des urgences du ministère de la Sécurité publique du Nouveau Brunswick, afin de favoriser plus d'efficacité et plus de collaboration entre les diverses administrations au chapitre de la gestion des enjeux touchant la sûreté.

L'Office continuera à promouvoir la sensibilisation aux impératifs de sûreté dans le secteur de l'énergie et à faire fond sur ses rapports avec ses partenaires fédéraux et provinciaux, ses homologues internationaux et l'industrie pour veiller à ce que la protection de l'infrastructure énergétique soit gérée d'une manière responsable et dans l'intérêt de tous les Canadiens. En 2007, l'ONÉ prévoit demander aux sociétés réglementées de faire état des incidents liés à la sûreté dans le cadre des données qu'elles fournissent annuellement pour l'établissement des indicateurs de rendement.

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 ou le certificat d'approbation et d'assurer que la conception, la construction, l'exploitation ou la cessation de l'exploitation des installations respectent en tous points la réglementation pertinente, prise aux termes de la Loi sur l'ONÉ et de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada.

En 2006, l'ONÉ a commencé à utiliser un modèle de priorisation des ressources pour planifier ses activités en matière d'assurance de la conformité, telles que les inspections, les vérifications et les réunions. Il a arrêté sa stratégie d'assurance de la conformité de 2006 en se fondant sur une analyse du rendement des sociétés, qui examinait l'à propos des programmes, leur mise en oeuvre et leur efficacité. La démarche a permis de réaliser des progrès considérables depuis son adoption, et l'Office est résolu à continuer de l'utiliser à l'avenir.

Inspections

L'ONÉ inspecte les pipelines et les installations de son ressort à toutes les étapes de leur cycle de vie, notamment la construction, l'exploitation et la cessation de l'exploitation. Des inspecteurs et des agents de sécurité et de contrôle de l'exploitation qualifiés et dûment nommés confirment si les sociétés se conforment aux exigences juridiques et autres conditions dont sont s'assorties les approbations réglementaires des projets. Outre qu'ils effectuent des inspections en vertu de la Loi sur l'ONÉ et de la LOPC, plusieurs inspecteurs de l'ONÉ sont nommés à titre d'agents de santé et de sécurité par Ressources humaines et Développement social Canada pour qu'ils appliquent les exigences de la partie II du Code canadien du travail chez les sociétés qui relèvent de l'ONÉ.

Les inspections livrent des données précieuses concernant la mise en oeuvre des programmes d'une société tout en contribuant à resserrer les rapports de travail entre l'ONÉ et les sociétés de son ressort. En étant une régie visible et respectée, l'Office peut amener les sociétés à se conformer aux exigences, simplement par la persuasion, et a rarement besoin de recourir à des mesures d'exécution plus rigoureuses que la réception d'une promesse de conformité volontaire.

Tableau 4 : Inspections d'installations

En 2006, les inspecteurs ou d'autres employés de l'ONÉ ont participé aux activités suivantes :
13	inspections techniques et de sécurité de projets en construction réglementés par l'Office;
10	inspections environnementales de projets en construction réglementés par l'Office;*
10	inspections d'installations en exploitation réglementées par l'Office;
11	inspections de croisements de pipelines;
5	inspections environnementales postérieures à la construction à l'égard de projets de construction récemment terminés, y compris une inspection portant sur des activités d'exploitation et d'entretien;
3	inspections pour donner suite aux préoccupations de propriétaires fonciers au sujet de l'environnement;
4	inspections techniques et de sécurité portant sur les activités d'exploitation et d'entretien;
4	inspections environnementales portant sur les activités d'exploitation et d'entretien;
5	interventions sur place à la suite d'incidents (employés de l'ONÉ);
9	exercices de simulation d'urgence menés par des sociétés, au cours desquels des employés de l'ONÉ ont joué le rôle d'observateurs, d'évaluateurs et de participants;
3	réunions pour le partage de renseignements concernant la conformité;
42	inspections de lieux de travail, en vertu du Code canadien du travail;
1	inspection pré-construction;
	*Deux des inspections ont été menées en même temps que des inspections techniques et de sécurité.

Activités d'exploitation et d'entretien des pipelines

En 2005, l'ONÉ a adopté une approche fondée sur le risque en vue de centrer 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 d'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 non courantes.

En 2006, l'Office a reçu 66 notifications concernant des activités d'exploitation et d'entretien. Ainsi, la nouvelle approche a réduit considérablement la somme de temps nécessaire pour assurer une surveillance réglementaire efficace. L'Office a passé en revue son approche de la réglementation des activités d'exploitation et d'entretien en août 2006 et a apporté plusieurs légères améliorations à ses processus. L'adoption de la nouvelle approche se traduit par d'importants avantages pour les sociétés réglementées car elle réduit les délais d'approbation des demandes visant des activités d'exploitation ou d'entretien.

Conditions environnementales

Grâce à ses inspections et aux rapports qu'il exige des sociétés, l'ONÉ surveille non seulement le degré de conformité aux conditions dont il assortit ses ordonnances ou ses certificats, mais aussi la mesure dans laquelle ces conditions contribuent à l'atteinte des résultats souhaités du point de vue de la sécurité et de l'environnement. En 2006, il a été confirmé que 39 des conditions environnementales imposées, telles que l'application de mesures d'atténuation ou l'exécution d'engagements de surveillance, avaient mené aux résultats escomptés.

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 fédéral provincial de gestion conjointe, les agents de sécurité et de contrôle de l'exploitation inspectent 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 portent également sur les aspects liés à la santé et à la sécurité au travail. En 2006, les agents de sécurité et de contrôle de l'exploitation ont effectué 24 inspections d'activités et d'installations sur des terres non assujetties à un accord de gestion conjointe. Dix promesses de conformité volontaire ont été données en vertu de la partie II du Code canadien du travail et trois 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 sécurité et de contrôle de l'exploitation pendant que ces derniers étaient encore sur place ou dans un délai convenu.

Vérification des systèmes de gestion

L'ONÉ vérifie les systèmes de gestion des sociétés de son ressort pour évaluer leur degré de conformité avec la Loi sur l'ONÉ, la LOPC, la partie II du Code canadien du travail et les règlements pertinents, ainsi que la mesure où elles respectent leurs propres politiques, méthodes et procédures. D'ordinaire, la vérification consiste à évaluer les activités de conception et de construction menées par la société, le programme de gestion de l'intégrité des pipelines, le programme de protection civile et d'intervention en cas d'urgence, de même que les programmes de sécurité et de protection de l'environnement.

L'Office a continué à parfaire 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'auto-évaluation. Les améliorations requises ont été définies et 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 qui sous-tendent le programme lui même.

En 2006, l'ONÉ a mené deux nouvelles vérifications, et clos quatre vérifications menées antérieurement qui comportaient 21 constatations.

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. Jusqu'à présent, les sociétés visées ont pris des mesures correctives pour remédier à 72 % des constatations découlant des vérifications et 96 % 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'atteinte du mandat de l'Office, qui est de protéger le public, les employés des sociétés et l'environnement.

Assurance intégrée de la conformité

Lancé en 2004 par l'ONÉ, le projet d'assurance intégrée de la conformité constitue les assises d'un programme qui permettra de mieux utiliser les données sur la conformité, les tendances et les connaissances touchant les enjeux en matière d'environnement et de sécurité qui influent sur les installations réglementées par l'ONÉ.

Centrée d'abord sur les activités postérieures à l'approbation d'un projet, la portée du projet d'assurance intégrée de la conformité a été élargie en 2006 pour tenir compte dans une plus large mesure des évaluations de projet effectuées par l'ONÉ. Il s'ensuit que le projet a évolué pour refléter une approche de réglementation qui englobe tout le cycle de vie d'une installation et qui relie plus étroitement l'étape de l'évaluation d'un projet et les activités postérieures à son approbation. En 2007, l'Office continuera à développer l'approche de réglementation fondée sur le cycle de vie complet d'une installation.

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 ont été 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 telle situation.

Les sociétés réglementées sont tenues de soumettre à l'Office des versions courantes de leurs plans d'intervention d'urgence. En février 2006, l'ONÉ a mené à bien l'examen et la refonte de ses propres procédures d'intervention en cas d'urgence, y compris l'élaboration d'un programme de gestion des situations d'urgence. L'ONÉ exploite une ligne téléphonique surveillée et un système d'appel d'urgence qui fonctionnent 7 jours par semaine, 24 heures par jour, 365 jours par année. En 2006, des membres du personnel de l'ONÉ sont intervenus sur place en réponse à cinq 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 2006, il a élargi ces activités en prenant part à un exercice visant des sociétés qui sont assujetties à la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et huit exercices organisés par des sociétés réglementées en vertu de la Loi sur l'ONÉ.

Incidents

L'ONÉ exige que les sociétés qu'il réglemente lui signalent certains événements lorsqu'ils se produisent. On les désigne par le terme « incident ». Le signalement des incidents permet de fournir à l'ONÉ les renseignements nécessaires pour évaluer l'à propos des mesures d'intervention prises par les sociétés dans des situations qui sont susceptibles d'avoir des conséquences néfastes du point de vue de la sécurité, de l'environnement et de la sûreté des installations. De plus, cela permet à l'ONÉ de faire enquête ou, s'il y a lieu, de prendre des mesures d'urgence. Si l'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.

Les types d'incidents suivants doivent obligatoirement être signalés à l'ONÉ dès qu'ils se produisent :

• 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 2006, 55 incidents ont été signalés à l'ONÉ, comparativement à 50 en 2005 et 52 en 2004. La hausse du nombre d'incidents signalés au cours des dernières années peut tenir aux efforts faits par l'Office pour s'assurer que les sociétés réglementées comprennent bien leurs obligations du point de vue du signalement des incidents. L'ONÉ est d'ailleurs en train d'examiner les exigences de signalement afin d'obtenir que les sociétés s'y conforment encore mieux.

Les incidents suivants ont été signalés à l'ONÉ en 2006 :

• À la fin de 2006, un accident mortel est survenu au cours de la construction d'une ligne internationale de transport d'électricité du ressort de l'ONÉ. Une enquête de l'ONÉ est en cours.
• L'ONÉ s'est fixé un objectif de zéro en ce qui a trait aux ruptures sur les pipelines qu'il réglemente. En 2006, aucune rupture de pipeline d'hydrocarbures ne s'est produite, mais une défaillance est survenue en juillet dans un productoduc transportant du soufre. Une usine à gaz a subi une panne d'électricité causée par un éclair qui a provoqué l'arrêt complet de l'installation, y compris des dispositifs de chauffe du productoduc. Le soufre s'est solidifié dans le productoduc, forçant l'arrêt du pipeline. Une fois le courant rétabli, le personnel de la société a tenté de faire fondre le soufre et de remettre le pipeline en marche. Ceci a causé de la surpression dans le pipeline et provoqué la défaillance.
• Dans les régions pionnières non assujetties à un accord de gestion conjointe, on a relevé 26 situations dangereuses en 2006, telles qu'elles sont définies dans le Règlement sur la sécurité et la santé au travail (pétrole et gaz) pris aux termes de la partie II du Code canadien du travail; à titre de comparaison, 48 situations dangereuses avaient été signalées en 2005. La majorité des situations dangereuses survenues en 2006 étaient des déversements dont le signalement est obligatoire, mais il y a eu un cas de perte ou d'endommagement d'un véhicule de service, un cas d'incendie ou d'explosion, et trois blessures invalidantes. Le nombre de blessures invalidantes a diminué, passant de cinq en 2005 à trois en 2006. Il en est résulté une baisse du taux de fréquence de blessures invalidantes, qui est passé de 2,72 blessures par million d'heures travaillées en 2005 à 1,28 blessure par millions d'heures travaillées en 2006.

L'ONÉ tient à faire connaître les renseignements qu'il dégage de ses enquêtes afin de prévenir que des situations semblables se reproduisent et de rehausser ainsi la sécurité sur les lieux de travail.

Déversements et rejets

Quarante rejets de gaz ou de liquides ont été signalés en 2006, comparativement au même nombre en 2005 et à 37 en 2004. Un rejet est causé par une rupture ou une perforation dans le corps d'une canalisation, tandis qu'un déversement est habituellement associé à un incident survenu au cours de la construction ou de l'entretien d'un pipeline ou de l'exploitation d'un gazoduc.

En 2006, quatre incidents ont été causés par une défaillance survenue dans le corps d'une canalisation : un rejet de gaz, deux déversements d'hydrocarbures liquides et un rejet de soufre liquide. Les autres rejets et déversements étaient attribuables à des fuites aux joints de tubes ou dans l'équipement des installations. Tous les déversements de liquides se sont produits dans les limites de la propriété de la société (par exemple, dans des stations de pompage ou des terminaux) ou sur des emprises pipelinières. Le tableau 5 fournit une ventilation des incidents survenus en 2006 dont le signalement était obligatoire.

Tableau 5 : Rejets d'hydrocarbures gazeux ou liquides signalés en 2006

Incident	Nombre de cas en 2006
Rejets de gaz naturel (n'importe quel volume de gaz corrosif ou non corrosif)	19
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
Rejets d'hydrocarbures liquides à haute pression de vapeur, comme des liquides de gaz naturel ou du propane	3
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

Déversements

En 2006, un déversement d'hydrocarbures de plus de 100 000 litres, ou 100 mètres cubes, est survenu dans un pipeline du ressort de l'ONÉ. Le 8 novembre 2006, un racleur de caoutchouc rigide s'est coincé dans le collecteur d'un compteur au terminal Cromer d'Enbridge, au lieu de retourner dans le sas d'arrivée de racleurs, causant de la surpression et la défaillance de l'appareil. Tout le pétrole brut qui s'est échappé durant l'incident (environ 126 mètres cubes) est resté confiné dans le terminal d'Enbridge. On a récupéré environ 114 mètres cubes du produit répandu et le reste du sol contaminé a été traité conformément au procédures d'Enbridge concernant la gestion des sols contaminés.

Lors d'un deuxième incident survenu le 28 novembre 2006, 80 mètres cubes de pétrole brut se sont répandus dans la même installation par suite de la défaillance d'un joint (51 mètres cubes du produit ont été récupérés et le reste a été traité sur place par Enbridge). Un autre incident notable a été causé en 2006 par un défaut dans le corps d'une canalisation d'Enbridge près de Provost (Alberta); de 20 à 30 mètres cubes de pétrole brut ont été déversés. La fuite a été découverte le 9 août 2006 lorsqu'un propriétaire foncier a signalé une parcelle de terrain souillée dans son pâturage. La contamination du sol et de l'eau souterraine semblait être confinée à l'emprise du pipeline et Enbridge a procédé aux travaux d'assainissement.

Lorsqu'un déversement d'hydrocarbures se produit, l'ONÉ effectue un suivi pour confirmer que les mesures correctives voulues sont 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. En 2006, l'ONÉ a mené deux inspections de suivi sur les lieux de déversements pour aider à corriger des problèmes non résolus.

Dans les régions pionnières non assujetties à un accord de gestion conjointe, le nombre de rejets à signaler a fléchi d'environ 45 %, passant de 38 en 2005 à 21 en 2006. Les incidents survenus en 2006 comprenaient 13 rejets relativement petits (moins de 1 500 litres) de pétrole brut, d'eau produite ou autrement contaminée, de fluide hydraulique, de fluide de forage ou de glycol, et 8 rejets plus importants (de 5 à 320 000 mètres cubes) d'eau douce ou d'eau contaminée.

Évaluation environnementale et socio-économique

Démarche de réglementation

L'ONÉ a recours à une démarche fondée sur la gestion des risques pour s'acquitter des évaluations socio économiques. Des projets énergétiques de nature courante, tels qu'ajouter une vanne ou une station de comptage dans un pipeline existant dans des conditions connues, ne requièrent qu'un minimum d'intervention réglementaire. Dans le cas de projets plus complexes, l'Office adopte une démarche structurée de gestion des risques qui consiste à évaluer la probabilité d'effets potentiels et leurs conséquences. Ceci permet de concentrer l'attention et les ressources sur l'évaluation de projets plus vastes ou plus complexes, comme le projet gazier Mackenzie.

L'Office s'efforce de rendre son processus d'évaluation des installations toujours plus efficace et efficient. En 2006, il a commencé à préciser et à simplifier les exigences relatives aux demandes et les procédures d'évaluation dans le cas d'installations à faible risque, comme les petits pipelines transfrontaliers. Il s'est donné pour objectif d'éliminer les exigences et les processus superflus concernant les demandes visant de petits pipelines de son ressort, de maintenir un niveau souhaitable de surveillance réglementaire et de réduire le temps et les coûts associés à la prise de décisions réglementaires ayant trait à des installations pipelinières de nature courante et de faible envergure. Grâce à ces mesures, l'Office pourra mieux ajuster la portée de l'évaluation d'une demande visant une installation à la complexité et au risque intrinsèque de cette demande.

Coordination des évaluations environnementales

Conformément à la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale, l'ONÉ coordonne souvent l'exercice de ses responsabilités en matière d'évaluation environnementale avec les activités d'autres ministères. Dans le cadre de grands projets, qui peuvent intéresser plusieurs ministères, l'Office prend contact avec les ministères concernés même avant de recevoir la demande. De cette façon, il est possible de discuter et de convenir dès le départ des enjeux à inclure dans l'évaluation environnementale du projet, pour que le processus d'évaluation environnementale se déroule plus rondement une fois la demande reçue. La coordination pré-demande des évaluations environnementales a aussi l'avantage de permettre au public de participer tôt au processus.

En 2006, l'Office a travaillé en partenariat avec d'autres ministères pour coordonner les évaluations environnementales de projets, autant à l'étape pré demande qu'après la réception de la demande. En fait, l'Office a eu recours à la coordination pré-demande des évaluations environnementales plus que jamais auparavant, notamment pour les projets suivants :

• le projet de pipeline Alberta Clipper d'Enbridge Pipelines Inc., visant un oléoduc qui s'étendrait de Hardisty (Alberta) jusqu'à un point sur la frontière canado américaine près de Gretna (Manitoba);
• le projet de pipeline Southern Lights d'Enbridge Pipelines Inc., qui consiste à construire un pipeline de transport de diluants à partir de la frontière canado américaine près de Gretna (Manitoba) jusqu'à Edmonton (Alberta);
• le projet pipelinier Keystone de TransCanada Keystone Pipeline GP Ltd., concernant un oléoduc qui s'étendrait de Hardisty (Alberta) jusqu'à un point sur la frontière canado-américaine près de Haskett (Manitoba);
• le programme de sismique marine 2D de TGS-NOPEC dans la région du plateau continental du Labrador/détroit de Davis, qui est un programme d'études sismiques proposé au large de la région de Nunavut;
• le projet de recherche de l'Aurora Research Institute sur la production d'hydrates de gaz Mallik, proposé près de Tuktoyaktuk.

Substitution de processus en vertu de la LCÉE

Certaines des exigences que la LCÉE impose à l'égard des projets de grande envergure font double emploi, en partie, avec les processus menés en vertu de la Loi et offrent, par conséquent, la possibilité d'harmoniser davantage la démarche d'évaluation environnementale et de la rendre plus efficiente. En 2006, la ministre de l'Environnement a approuvé la substitution du processus de l'ONÉ à l'évaluation environnementale de la demande d'Emera Brunswick Pipeline. Le lecteur trouvera plus de détails sur cette question à la page 18.

Expertise technique

En 2006, l'Office a joué un rôle actif dans la formation d'un nouveau comité technique des normes, sous l'égide de l'Association canadienne de normalisation. Le comité est chargé d'élaborer une norme consensuelle à l'égard des programmes de gestion de la sûreté instaurés dans l'industrie gazière et pétrolière au Canada.

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 de comités ayant trait à 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.

L'Office a continué d'accueillir des délégations étrangères et leur a présenté un aperçu du cadre de réglementation canadien. En novembre 2006, l'Équipe de l'électricité de l'Office a accueilli 18 délégués de l'Asie du Sud dans le cadre d'une rencontre d'échange du savoir. Organisé par la U.S. Energy Association, cet événement a contribué à l'amélioration des relations internationales dans des domaines réglementaires d'intérêt commun.

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, 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. Par ailleurs, l'Office national de l'énergie est membre du groupe d'experts ad hoc des Nations Unies chargé de prodiguer des conseils et des avis sur l'établissement de normes et définitions universelles dans le domaine des réserves pétrolières et minérales.

Le personnel de l'ONÉ a aussi assuré la coprésidence du comité organisateur et du comité technique qui ont préparé la conférence internationale sur les pipelines tenue à Calgary en septembre 2006. De plus, le personnel de l'Office occupe 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 a 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 énergétiques 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 non assujetties à des accords de gestion conjointe. L'ONÉ préside le Conseil de gestion du FÉE et lui fournit des ressources techniques et administratives. Le Conseil est composé de représentants de l'industrie, des gouvernements et du grand public. En 2006, le Conseil de gestion a approuvé 11 nouvelles études, a continué à financer des études approuvées antérieurement et a participé à l'actualisation de la norme de la CSA sur les structures extracôtières.

L'Office national de l'énergie s'attache à rendre des décisions qui vont dans le sens de l'intérêt public. Au cours de 2006, l'Office a poursuivi son but d'engager de façon proactive la participation de toute la gamme des parties prenantes intéressées par ses activités et de bâtir des relations fructueuses grâce à des rencontres personnelles avec les résidents des collectivités susceptibles d'être touchées par les projets qu'il examine. La promotion de la participation du public prend diverses formes à l'ONÉ, telles que fournir des renseignements sur l'Office et sur son mandat, préparer les gens à participer efficacement aux audiences de l'Office, intéresser les parties prenantes à la révision des lignes directrices et des règlements, ou encore résoudre les conflits qui opposent les sociétés réglementées et les propriétaires fonciers ou d'autres parties.

Participation équitable, opportune et efficace du public

L'Office s'acquitte de son mandat en poursuivant son but de susciter une participation véritable du public. La diffusion d'annonces publiques et la tenue de séances d'information dans les collectivités éventuellement touchées constituent des façons d'atteindre ce but. En effet, les séances d'information offrent au public la possibilité d'apprendre quel est le rôle joué par l'Office pendant tout le cycle de vie d'un projet et d'obtenir des renseignements précis sur le processus d'audience. L'Office tient parfois des conférences de planification des audiences afin de recueillir les points de vue des gens au sujet du processus d'audience.

Protection de l'intérêt public

L'Office a pour raison d'être de promouvoir la sûreté et la sécurité, la protection de l'environnement et l'efficience de l'infrastructure et des marchés énergétiques dans l'intérêt public canadien. L'intérêt public englobe les intérêts de tous les Canadiens et Canadiennes; il s'agit d'un équilibre des intérêts économiques, environnementaux et sociaux qui change en fonction de l'évolution des valeurs et des préférences de la société. À titre d'organisme de réglementation, l'ONÉ doit évaluer la contribution d'un projet au bien public général, et ses inconvénients éventuels, en peser les diverses conséquences, et rendre une décision.

Le public peut participer aux travaux de l'Office de diverses façons :

• assister aux séances d'information et aux conférences de planification;
• participer à une audience à titre d'intervenant, se joindre à d'autres parties ayant des intérêts communs pour présenter une intervention conjointe, ou unir sa voix à celle d'une organisation non gouvernementale;
• déposer une lettre de commentaires ou présenter un exposé oral au cours de l'audience publique, s'il est permis de le faire.

L'Office adopte une approche de la réglementation des installations qui englobe tout le cycle de vie du projet, ce qui veut dire qu'un projet doit demeurer conforme à l'intérêt public canadien depuis sa conception initiale jusqu'à la cessation de l'exploitation, en passant par les étapes intermédiaires de la construction, de l'exploitation et de la désaffectation.

Engager la participation des collectivités et groupes autochtones le plus tôt possible

Il arrive souvent que les collectivités autochtones entendent parler d'un projet de construction d'un pipeline ou d'un autre élément de l'infrastructure énergétique directement de la société qui le propose, et bien avant que la demande formelle en soit déposée auprès de l'Office. L'ONÉ trouve qu'il pourrait être avantageux pour les collectivités d'être renseignées sur son rôle et ses processus à titre de régie, dès les premiers stades d'un projet. Ainsi, au cours de 2006, l'équipe de promotion de la participation du public et des conseillers techniques de l'ONÉ ont tenu des rencontres d'information avec :

• sept collectivités autochtones du centre-nord de la Colombie Britannique et deux collectivités en Alberta qui seraient touchées par le projet pipelinier Gateway;
• un groupe autochtone et les résidents de Saint John (Nouveau-Brunswick), qui ont exprimé un intérêt marqué pour le projet de gazoduc Brunswick.

Des approches souples de la participation

L'Office se rend compte que la nature même de ses audiences formelles peut constituer un obstacle à la pleine participation du public. Au cours de 2005, le personnel de l'ONÉ a adopté une approche proactive, et plus souple, en visitant 11 collectivités du Nord susceptibles d'être touchées par le projet gazier Mackenzie.

Dans la diffusion des renseignements et l'organisation des séances d'audience liées au projet gazier Mackenzie, le personnel de l'Office a insisté sur les principes de l'inclusivité et de l'accessibilité. Avant le début de l'audience en janvier 2006, l'ONÉ a organisé une conférence de planification de l'audience afin de recueillir les points de vue des populations locales sur les enjeux à examiner, les lieux et les dates des audiences ainsi que toute autre question intéressant le processus d'audience. L'ONÉ a tenu compte de cette information afin de s'adapter aux traditions et à la culture des gens du Nord dans la conduite de l'audience. Les séances d'audience, lorsqu'elles ont débuté, avaient un caractère moins formel que d'habitude. L'Office a adopté un horaire flexible, la salle d'audience a été disposée en forme de cercle comme le veulent les moeurs nordiques, et des joueurs de tambour autochtones ont ouvert la première séance d'audience de l'ONÉ à Inuvik.

Pour perfectionner son approche de la participation publique dans les collectivités nordiques, l'Office a lancé un projet de recherche sur la participation des populations du Nord. Il a fixé la méthodologie de l'étude au cours de 2006 et planifié des visites dans quatre collectivités nordiques en 2007.

Règlement des plaintes des propriétaires fonciers

L'ONÉ s'attend à ce que les sociétés d'énergie de son ressort établissent des rapports avec les personnes susceptibles d'être touchées par leurs projets et les fassent participer autant aux discussions entourant l'élaboration du projet, qu'aux étapes de la construction et de l'exploitation. Les sociétés sont censées répondre à toute plainte reçue de la part de propriétaires fonciers ou du public au cours de la vie utile d'un projet, mais le personnel de l'ONÉ peut faciliter le processus, grâce au programme de règlement des plaintes des propriétaires fonciers établi par l'Office, dans les cas où les deux parties n'arrivent pas à s'entendre.

Lorsqu'un propriétaire foncier ou un membre du public saisit l'ONÉ d'une plainte, le personnel en discute avec les parties et les aide à parvenir à un accord mutuellement acceptable sans l'intervention formelle de l'Office. Un des buts de l'ONÉ est de faire en sorte que les installations de son ressort soient sécuritaires, et qu'elles soient construites et exploitées de manière à protéger l'environnement et à respecter les droits des personnes touchées. L'Office promeut des communications claires et ouvertes afin que les parties concernées soient en mesure de prendre des décisions informées et de trouver des solutions. La majorité des plaintes sont résolues à cette étape, généralement dans les deux semaines suivant l'adoption de cette ligne de conduite.

Si la question est complexe, ou si elle se rapporte principalement 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 n'arrivent toujours pas à s'entendre, la question est renvoyée à l'Office pour qu'il la tranche.

Au cours de 2006, des membres de l'équipe de l'ONÉ sont intervenus dans des différends touchant des pipelines en Colombie Britannique, en Alberta, en Saskatchewan, au Manitoba et en Ontario. Dans un cas, une famille a sollicité l'aide de l'ONÉ pour régler une plainte de longue date. L'exploitation d'équipement lourd sur une emprise pipelinière qui traversait sa propriété avait compacté le sol. Les parties ont convenu que la terre végétale avait été mélangée aux couches de dessous, moins productives, ce qui avait pu freiner la croissance des récoltes, réduire la production fruitière et causer la perte d'arbres. Le personnel de l'ONÉ s'est rendu sur les lieux, a rencontré les parties, a effectué une inspection et a animé une séance axée sur les modes appropriés de règlement des différends. Deux jours plus tard, les parties étaient parvenues à une entente et la plainte avait été réglée.

La remise en état des emprises a constitué un des trois principaux motifs de plainte découlant des activités de l'industrie en 2006, les deux autres étant les émissions dans l'atmosphère, notamment les odeurs et le bruit, et les effets éventuels des travaux de construction et de remise en état sur les systèmes de drainage par tuyaux enterrés ou l'écoulement naturel de l'eau. Les problèmes de drainage peuvent entraîner la formation de flaques, une croissance ralentie des récoltes ou la destruction d'arbres. L'ONÉ est toujours à l'affût de façons d'amener les sociétés à cerner et à traiter plus efficacement les problèmes des propriétaires fonciers dès les premières étapes du cycle de vie d'un projet et à envisager des solutions techniques de pointe pour régler leurs préoccupations.

En dépit de la complexité des sujets de plainte, le personnel de l'ONÉ a réussi à régler environ 75 % des plaintes reçues grâce à des entretiens et au partage de renseignements, au moyen d'inspections sur place et (ou) par le truchement de séances axées sur les modes appropriés de règlement des différends. En fait, 94 % des plaintes reçues en 2006 ont été résolues en moins de 60 jours. Face aux défis et aux réalisations de la dernière année, un des dirigeants de l'équipe a eu le commentaire suivant :

« Nous avons commencé à mettre sur pied le programme de règlement des plaintes des propriétaires fonciers en 1999. Selon moi, nous n'avons cessé de faire des progrès depuis. Il y a encore matière à amélioration, mais nous réussissons à mieux communiquer, à être plus efficaces et à produire des effets plus rapidement. Nos clients sont plus satisfaits des services que nous leur offrons. »

Motifs des plaintes des propriétaires fonciers

En 2006, l'Office a reçu 18 plaintes de la part de propriétaires fonciers et la majorité d'entre elles portaient sur les aspects suivants*:

Droits des propriétaires fonciers p. ex., accès à la propriété, notification, négociations des accords	28 %
Remise en état des lieux p. ex., travaux de nettoyage après la construction	24 %
Atténuation des effets p. ex., bruit, drainage	21 %
Indemnisation p. ex., le processus d'indemnisation géré par Ressources naturelles Canada	15 %
Sécurité des pipelines	12 %

*Plusieurs des plaintes des propriétaires fonciers découlaient de plus d'un motif.

Une communication pertinente et claire, à l'écoute des besoins

L'ONÉ met en oeuvre un éventail de stratégies de communication pour renseigner la population canadienne sur les questions énergétiques et favoriser la participation du public à ses processus réglementaires. Voici certaines de ses principales réalisations à cet égard en 2006 :

• Ajout dans le site Web de l'ONÉ d'une nouvelle rubrique intitulée Données sur les prix de l'énergie à l'intention des Canadiens. Cet aperçu vise à aider la population canadienne à comprendre le fonctionnement des marchés de l'énergie.
• Production semi-annuelle de Perspectives sur l'énergie pour l'été et l'hiver, qui sont publiées dans le site Web de l'Office. Ces mises à jour fournissent des données et des statistiques objectives, pertinentes et opportunes sur les perspectives à court terme du secteur de l'énergie au Canada.
• Production d'une multitude de publications, de présentations à l'intention des médias, de communiqués et de fiches de renseignements afin d'aider les Canadiens à devenir des décideurs avertis.
• Mise en train d'un projet de refonte du site Web de l'ONÉ. Il s'agit de bâtir un site plus convivial et facile d'accès pour tous les Canadiens.

Sondages postérieurs aux audiences

L'Office croit qu'une des meilleures façons d'évaluer son rendement, c'est de demander l'avis de ses parties prenantes. Au terme d'une audience, l'Office envoie un sondage en ligne à tous les participants inscrits pour recueillir leur rétroaction sur son processus d'audience. En 2006, la majorité des participants se sont dits d'accord ou entièrement d'accord avec l'énoncé « Dans l'ensemble, j'ai été satisfait(e) de mes contacts avec l'ONÉ. »

Tout au long de 2006, l'ONÉ s'est efforcé de promouvoir des stratégies et des pratiques en milieu de travail propres à soutenir et à encourager les membres de son personnel dans l'atteinte du plus haut niveau de rendement possible. Grâce à l'exercice d'un leadership novateur, à une saine gestion des affaires et à des processus décisionnels efficaces, l'Office crée un milieu dans lequel les employés sont dotés des compétences, des ressources et de la motivation nécessaires pour tenir leurs engagements et remplir le mandat de l'organisme.

L'Office adopte une stratégie orientée vers l'avenir qui vise à attirer et retenir des employés dotés de talents et d'un bagage d'expérience précis. Les grands axes de cette stratégie sont le recrutement, la formation des leaders, l'engagement des employés, la gestion du rendement, les niveaux de dotation, l'efficacité de la formation et la planification de la relève.

Voici les buts principaux de la stratégie :

• Attirer et retenir des travailleurs hautement qualifiés;
• Instaurer une culture de l'excellence axée sur les résultats, à l'aide d'outils comme la gestion du rendement et la planification de la relève;
• Faciliter l'apprentissage organisationnel et le partage du savoir.

Le 8 décembre 2006, l'ONÉ a adopté un plan de recrutement et de maintien en emploi qui prévoit notamment une indemnité de marché pour les employés exerçant des postes directement liés au secteur de l'énergie et un programme pilote de prime au rendement pour l'ensemble du personnel.

Culture, capacité et communauté

Chaque jour, nos employés consacrent leurs talents et leurs compétences à un large éventail de projets d'équipe continus. Les visées et la portée de ces projets sont aussi variées que les employés qui y travaillent.

Le Bureau de gestion des projets offre un soutien fonctionnel qui contribue à la gestion efficace et efficiente des projets au sein de l'ONÉ. En 2006, le Bureau a proposé des outils et des modèles pour aider les gestionnaires de projet à cerner et maîtriser les défis qui surgissent pendant tout le cycle de vie d'un projet. Le Bureau a aussi arrêté une stratégie de formation et instauré une communauté de pratique afin d'épauler les gestionnaires de projet, élargir leur base de connaissances et favoriser la mise en commun des pratiques exemplaires.

Une communauté de pratique est un réseau informel, centré sur une discipline, dont les membres se réunissent régulièrement pour échanger de l'information et des connaissances, collaborer à trouver des solutions aux défis, et apprendre les uns des autres. Il existe à l'ONÉ plusieurs communautés de pratique dynamiques et productives qui traitent de questions aussi diverses que le développement durable, le leadership et les besoins en ressources de notre communauté francophone.

L'ONÉ aspire à l'excellence dans toutes ses sphères d'activité. II suit l'orientation de la gestion prônée par le gouvernement du Canada - à savoir un gouvernement responsable, réceptif aux besoins des Canadiens - et il investit dans les ressources humaines, les processus et les systèmes requis pour améliorer ses résultats. L'ONÉ s'attache aussi à appuyer la progression de carrière des membres de son effectif, grâce à des plans de perfectionnement, au mentorat et à d'autres possibilités. En particulier, le programme de formation des leaders aide les chefs actuels et éventuels à parfaire leurs compétences au moyen de programmes de formation offerts au très renommé Centre de Banff. Cette formation concourt au développement du leadership stratégique, personnel et d'équipe.

Mais ce n'est pas que l'équipe des leaders qui bénéficie de formation; tous les employés de l'ONÉ y ont accès. L'an dernier, le personnel de l'ONÉ a consacré plus de 14 000 heures à des activités d'apprentissage allant du perfectionnement des connaissances linguistiques à des séminaires de sensibilisation aux questions autochtones et des cours sur la corrosion des pipelines. De plus, tout le personnel peut avoir accès à l'apprentissage en ligne Campusdirect, offert par l'intermédiaire de l'École de la fonction publique du Canada, qui met plus de 155 cours en ligne à la disposition des fonctionnaires, sans frais.

L'ONÉ reconnaît ses responsabilités vis à vis de la collectivité dont il fait partie. Il est déterminé à cultiver un milieu qui encourage l'épanouissement personnel et professionnel, et incite les employés à mettre leurs talents au service d'un éventail d'oeuvres communautaires et bénévoles. L'an dernier, les employés de l'ONÉ ont posé les gestes suivants :

• ils ont levé plus 58 000 $ pour appuyer la campagne annuelle Centraide/PartenaireSanté;
• ils ont laissé leurs voitures à la maison pour se rendre au travail à pied, en vélo ou par le transport en commun dans le cadre du Défi Transport de Calgary;
• ils ont joué du marteau au profit de Habitat pour l'humanité, dans le cadre de notre programme de Journées d'entraide;
• ils ont aidé à recueillir plus de 1 400 livres de vêtements, d'articles ménagers et de dons en nature pour appuyer la Calgary Urban Project Society.

Initiatives générales clés

À la fin de 2006, l'ONÉ avait mis en oeuvre environ la moitié des exigences associées à l'adoption 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, lorsque c'est requis, et la flexibilité, quand c'est possible;
• favoriser l'amélioration continue des processus.

S'inspirant de la norme ISO 9001:2000, intitulée Systèmes de management de la qualité - Exigences, l'Office a recours à des vérifications internes et externes pour suivre les progrès accomplis et s'assurer que son système de gestion de la qualité est efficace. L'Office s'attend à avoir terminé l'implantation du système d'ici avril 2008.

Le projet de refonte du système de dossiers vise à mettre en place 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. À l'heure actuelle, près de 200 000 documents, allant de courriels à des dossiers en papier, résident dans le système de gestion des documents et des dossiers de l'Office. Au cours de l'automne 2006, un réexamen exhaustif du projet a abouti à la décision de redéfinir l'initiative et d'envisager la possibilité de réévaluer le projet et les objectifs qui le sous tendent.

L'ONÉ, un employeur distinct

L'ONÉ est un employeur distinct au sein de la fonction publique depuis décembre 1992. Les pouvoirs de gestion du personnel 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 de ses conventions collectives.

Malgré son statut d'employeur distinct, l'ONÉ demeure assujetti aux lois fédérales. L'Office est régi par la Loi sur l'emploi dans la fonction publique (LEFP) pour ce qui concerne l'avancement 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, l'ONÉ peut être soumis à des réductions d'effectif et des restrictions salariales. Les questions financières sont régies par la Loi sur la gestion des finances publiques, cette dernière étant administrée par le 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'ONÉ sur le plan de l'emploi sont régies 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 Conseil du Trésor.

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 financier, soit le 31 mars, l'ONÉ rend compte des résultats qu'il a produits 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'ONÉ 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. Tous les montants ainsi recouvrés sont versés au Trésor. Le recouvrement des frais se fait selon un cycle basé sur l'année civile et un jeu d'états financiers est préparé pour déterminer les frais qui doivent être recouvrés des sociétés qui sont du ressort de l'Office. Le Règlement sur le recouvrement des frais de l'Office national de l'énergie définit la nature des coûts que l'ONÉ 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 paient des redevances qui varient selon le montant total des dépenses occasionnées à l'ONÉ, 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. Le lecteur peut les consulter en ligne à l'adresse www.one-neb.gc.ca (en cliquant sur l'onglet intitulé Publications). Les sociétés réglementées qui sont assujetties au régime de recouvrement des frais ont la possibilité de discuter des activités et des dépenses de l'ONÉ au cours des 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'ONÉ 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.

En réponse à une requête du secteur de l'électricité, l'ONÉ a lancé un processus de révision du Règlement sur le recouvrement des frais de l'Office national de l'énergie. Des consultations ont eu lieu avec l'industrie et une ébauche des modifications au Règlement a été rédigée. Une fois le processus terminé, le projet de règlement sera publié pour recueillir les commentaires. Les modifications proposées comprennent un changement de l'année sur laquelle le recouvrement est actuellement effectué, soit l'année civile, pour aligner le processus sur l'exercice financier.

Pour ce qui concerne les résultats financiers, les dépenses de l'ONÉ sont demeurées dans les limites des crédits autorisés. Comme il l'expose dans son Rapport ministériel sur le rendement, l'ONÉ a poursuivi avec succès ses buts généraux et les priorités précises qu'il s'était fixées. Dans une optique d'avenir, l'ONÉ devra relever le défi de gérer ses finances dans le contexte d'une économie dynamique et très concurrentielle qui engendre un accroissement constant des coûts.

Président, 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 poursuivi 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.

Vice-président, 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 de haut niveau. Avant d'être nommé membre de l'Office en 2003, il remplissait les fonctions de chef des opérations. Il a été désigné vice-président en 2005.

M. Caron est vice-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.

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, de l'Ontario 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 Management Ltd., 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.

Dernièrement, M. Bateman a été vice-président des affaires juridiques chez ENMAX. 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 (EUB).

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 (PGIC).

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.

Depuis 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

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

Au cours des 24 dernières années, Mme Habib a oeuvré au sein de l'EUB où, à son dernier poste, 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.

Mme Habib a aussi donné des cours de niveau intermédiaire en microéconomie et en macroéconomie à l'Université de Calgary.

Sheila Leggett

Mme 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.

Récemment, Mme 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, Mme 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 et de mise en valeur des terres.

Mme Leggett a publié plusieurs articles et présenté des exposés partout au Canada.

Membres temporaires

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 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 des deux nouveaux territoires du Canada : le Nunavut et les 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.

Il participe au processus électoral du Canada depuis plus de trente ans, et il possède une vaste expérience du développement communautaire.

Jim Donihee

M. Donihee a été nommé chef des opérations de l'Office le 17 novembre 2003. Relevant directement du président, M. Donihee est responsable de toutes les fonctions opérationnelles et de soutien de l'Office national de l'énergie; comptable de l'élaboration et de la réalisation du plan stratégique de l'Office ainsi que des résultats prévus par le plan; et comptable des relations professionnelles avec les ministères de l'énergie du pays et de la promotion de liens solides avec les principales parties prenantes de l'Office.

M. Donihee a servi dans les Forces canadiennes à titre de pilote de chasse en fonction pendant plus de vingt-sept ans, au cours desquels il a acquis une grande expérience de chef de file auprès de groupes allant de 30 à 3 000 personnes, au sein d'organisations dynamiques centrées sur la tâche et sur le rendement. Il possède une vaste expérience du recentrage des processus et de la gestion du changement. Après sa retraite des Forces canadiennes au rang de colonel, M. Donihee a oeuvré dans le secteur de l'énergie, où il a introduit les principes de gestion du savoir et mené des initiatives visant à favoriser l'efficacité organisationnelle, notamment l'échange du savoir, le perfectionnement du leadership et la gestion du rendement.

M. Donihee est titulaire d'un baccalauréat en administration des affaires et en sciences informatiques du Collège militaire royal de Saint-Jean, au Québec. Il a reçu l'Ordre du mérite militaire des mains de Son Excellence la gouverneure générale du Canada, la très honorable Adrienne Clarkson.

M. Donihee a été nommé membre temporaire le 19 mai 2005 pour un mandat de deux ans.

 

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Date de modification :

2012-02-03