Source: http://hermit.cc/pipeline/pngts/neb/reasons/reasonfr.htm
Timestamp: 2018-02-25 13:39:22+00:00

Document:
Motifs de décision, GH-1-97
Prolongement vers PNGTS
GH-1-97
Demande datée du 30 avril 1997
Exposé et comparutions
1.1Demande
1.2 Processus d'évaluation environnementale
2. Approvisionnement en gaz, marchés et projets de transport particuliers
2.1 Approvisionnement global en gaz
2.2 Marché intérieur à long terme
2.3 Marché d'exportation à long terme
2.4 Projets de transport particuliers
2.5 Approvisionnement de TransCanada Gas Services
2.6 Calendrier de construction et de réglementation
2.7 Niveau d'utilisation
3.1 Installations particulières
3.2 Caractère approprié de la conception
3.3 Sécurité de la conception et de l'exploitation.
3.4 Protection contre la perte d'unité critique
4. Questions environnementales, consultation publique, questions
socio-économiques et foncières
4.1 Processus d'examen environnemental
4.2 Rapport d'étude approfondie - Résumé
4.2.1 Évaluation environnementale
4.2.2 Résumé des constatations des Autorités
Responsables et des avis spécialisés
4.2.3 Réponse de la ministre de l'Environnement
4.3 Questions socio-économiques
4.3.1 Effets sur les services publics locaux et la sécurité
4.3.2 Avantages économiques
4.4 Questions foncières
4.4.1 Besoins en terrains
4.4.2 Tracé proposé à l'origine et tracés de rechange
4.4.3 Article 112 de la Loi sur l'ONÉ
5. Questions relatives aux droits.
5.1 Méthode de conception des droits.
5.2 Droit lié à la pression de livraison.
6. Faisabilité économique
2.1 Volumes visés par les nouveaux services
3.1 Coût des installations proposées
1.1 Carte des réseaux
4.1 Largeur proposée des emprises
4.2 Emprise et zone de 30 m
I Liste des questions
II Conditions du certificat
RELATIVEMENT la Loi sur l'Office national de l'énergie («Loi sur l'ONÉ») et à ses règlements d'application;
RELATIVEMENT à une demande datée du 30 avril 1997 présentée par Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. («TQM») pour obtenir un certificat d'utilité publique en vertu de la partie III de la Loi sur l'ONÉ visant l'aménagement d'installations additionnelles de transport de Lachenaie jusqu'à East Hereford, au Québec; ces installations sont connues sous le nom de «prolongement vers PNGTS»;
RELATIVEMENT à une demande présentée par TQM pour obtenir une ordonnance aux termes de la partie IV de la Loi sur l'ONÉ qui accepterait le principe voulant que le prolongement vers PNGTS soit ajouté à la description de la zone de l'Est de TransCanada PipeLines Limited («TransCanada»); et
RELATIVEMENT à l'ordonnance d'audience GH-1-97 de l'Office national de l'énergie.
ENTENDUE à Montréal (Québec) les 17, 18, 19, 20 et 21 novembre 1997; à Magog-Orford (Québec) les 24, 25, 26, 27, 28 et 29 novembre 1997; à Montréal les 1, 2, 3 et 4 décembre 1997; à Magog-Orford le 9 décembre 1997; et à Montréal les 15, 16 et 17 décembre 1997.
G. Caron membre présidant
J. A. Snider membre
D. Valiela membre
L. A. Leclerc Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc.
M. Pinney Association canadienne des producteurs pétroliers
R. Régimbald Association pour la protection de l'environnement du Lac O'Malley
R. Cloutier Coalition des propriétaires concernés par un gazoduc
J.-G. Dépôt Conseil régional de l'environnement de l'Estrie
C. D'Auteuil Conseil régional de l'environnement de la Montérégie
C. Lanoux Fédération de l'UPA de l'Estrie
M. Saucier Fédération de l'UPA de Saint-Hyacinthe
L. Roy-Alain Fondation Bel Environ d'East Hereford
L. Roy-Alain Groupe des Frontières
J. Burcombe Mouvement au Courant
F. Valiquette Syndicat des employés de Gaz Métropolitain Inc.
F. Bisson Syndicat des employés professionnels et de bureau
de Gaz Métropolitain Inc.
D. Brodeur Syndicat de l'UPA Provençal
A. Hollingworth Bay State Gas Company
Y. Rheault Boralex Inc.
J. Farrell The Consumers' Gas Company Limited
J. Hall Flora Quebeca et Fleurbec
B. Bouliane 2530-6036 Québec Inc.
L. Riendeau Ferme A. L. Tétrault s.e.n.c.
Ferme Desnoyers et Frères Inc.
Ferme Lacoste et Frères Inc.
A. T. Robert
P. Vadnais
et en son propre nom
M. Beloin Ferme Marc Beloin et Hélène Pariseau
H. Pariseau
N. Roy Ferme Piscicole des Bobines Inc.
Y. Alain Ferme Yval Inc.
J. Bertrand Hydro-Québec
J. Smellie Irving Oil Limited
L. Smith Sable Offshore Energy Project
N. Gretener Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd., au nom de
Maritimes & Northeast Pipeline, Limited Partnership;
et Maritimes & Northeast Management Company, au
nom de Maritimes & Northeast Pipeline Company,
K. M. C. Fernandez Mobil Oil Canada
J. Roy Pisciculture des Arpents Verts
R. Lassonde Société en commandite Gaz Métropolitain
P. Jeffrey TransCanada PipeLines Limited
G. Cameron Union Gas Limited et Centra Gas Ontario Inc.
E. Alvarez et en leur propre nom
C. Chevalier-Alvarez
H. et G. Barrette en leur propre nom
J. et J. Nolin
L. Barrette en son propre nom
N. Benoit en son propre nom
D. F. Blais en son propre nom
G.-É. Boisvert en son propre nom
R. Boisvert en son propre nom
G. Brodeur en son propre nom
I. Charron en son propre nom
M. Cloutier en son propre nom
R. Corriveau en son propre nom
S. de Paoli en son propre nom
L. Depadova en son propre nom
G. Fortier en son propre nom
N. Fortin et H. Girouxen leur propre nom
O. Gagné en son propre nom
R. Grandbois en son propre nom
R. Guillette en son propre nom
F. et F. Ménard en leur propre nom
B. Miller et L. Adams en leur propre nom
K. Pierce et D. Potvinen leur propre nom
N. Plante en son propre nom
G. W. et C. Richards en leur propre nom
Y. Robert en son propre nom
C. Roy en son propre nom
L. Roy-Alain J.-P. Roy
E. Terrall Hermand en son propre nom
E. Thériault en son propre nom
G.-É. Boisvert Municipalité du Village de Stukely-Sud
D. Gilbert MRC de Memphrémagog
I. Blue Province du Nouveau-Brunswick
H. Huber Province de la Nouvelle-Écosse
G. Forsano
J. Brisson Procureur général du Québec
C. Beauchemin Office national de l'énergie
Dans une demande datée du 30 avril 1997, Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. («TQM» ou la «compagnie») a sollicité de l'Office national de l'énergie (l'«Office» ou l'«ONÉ») un certificat d'utilité publique en vertu de la Partie III de la Loi sur l'Office national de l'énergie («Loi sur l'ONÉ») l'autorisant à construire et à exploiter des installations additionnelles de transport de gaz naturel qui prolongeraient son réseau actuel de Lachenaie, située à l'est de Montréal, jusqu'à East Hereford, située près de la frontière Canado- américaine entre le Québec et le New Hampshire (voir figure 1.1). à ce point, TQM rejoindrait le réseau de Portland Natural Gas Transmission System («PNGTS»), pour la desserte des marchés du Nord-Est des États- Unis («É.-U.»). Les installations desserviraient aussi le marché existant de la Société en commandite Gaz Métropolitain («Gaz Métropolitain») via un nouveau point de livraison à Waterloo, au Québec. TQM a appelé son projet «prolongement vers PNGTS» et s'attend à pouvoir fournir le nouveau service à compter du 1er novembre 1998.
TQM a aussi demandé une ordonnance en vertu de la Partie IV de la Loi sur l'ONÉ qui accepterait le principe voulant que le prolongement vers PNGTS soit ajouté à la description de la zone de l'Est de TransCanada PipeLines Limited («TransCanada»).
Afin d'arrêter son choix sur le tracé qu'elle a soumis pour approbation, TQM a tout d'abord défini une zone d'étude, puis identifié les éléments de cette zone qu'elle jugeait vulnérables. Elle a ensuite élaboré des corridors, y compris les sections où elle a jugé nécessaire d'élaborer des solutions de rechange réalisables sur les plans technique et économique. La dernière étape comportait la sélection du tracé et l'identification de tracés de rechange. TQM a demandé à l'Office d'approuver, en plus du tracé proposé, les deux tracés de rechange qu'elle a suggérés dans la région de la municipalité régionale de comté («MRC») de Memphrémagog.
Comme le projet implique la construction d'un pipeline d'une longueur de plus de 75 kilomètres («km») sur une nouvelle emprise, et conformément à une décision des Autorités Responsables en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale («LCÉE»), le projet a été assujetti à une étude approfondie.
Dans une lettre datée du 10 septembre 1997, l'Office a communiqué la portée finale de l'évaluation environnementale, ainsi que l'ordonnance d'audience GH-1-97. L'Office a décidé de tenir une audience publique orale pour recueillir la preuve et l'opinion des personnes qu'intéressait la demande présentée par TQM, aux termes de la Loi sur l'ONÉ, relativement aux installations proposées. L'Office a aussi décidé que l'audience servirait de tribune pour la participation du public à l'étude approfondie. L'Office a également établi les instructions sur le déroulement de l'instance et la liste des questions à examiner (cette liste est reproduite à l'annexe I).
Pour faciliter la participation du public au processus d'audience de l'Office, le personnel de l'Office a tenu des séminaires publics afin d'expliquer le processus d'audience, ainsi que les questions relatives à la détermination du tracé et à l'acquisition de terrains, et pour répondre aux questions. Les séminaires se sont tenus à la fin de septembre et au début d'octobre 1997 à Coaticook, à Magog-Orford, à Granby et à Sainte-Julie, au Québec.
D'une durée de 19 jours, l'audience a débuté le 17 novembre 1997, pour se terminer le 17 décembre 1997, et s'est déplacée en alternances entre Montréal et Magog-Orford, au Québec.
Étant donné que le prolongement proposé de TQM vers PNGTS implique la construction d'un pipeline d'une longueur de plus de 75 km sur une nouvelle emprise, il est assujetti au Règlement sur la liste d'étude approfondie, plus précisément aux dispositions du paragraphe 14a) du Règlement, pris aux termes de la LCÉE. Aux termes du paragraphe 21a) de la LCÉE, le projet était donc susceptible soit d'être assujetti à une étude approfondie à être menée par les Autorités Responsables, soit d'être référé à la ministre de l'Environnement pour une médiation ou un examen par une commission.
Il a été déterminé, aux termes des alinéas 5(1)c), 5(1)d) et 5(2)b) de la LCÉE, que l'Office, Environnement Canada et le ministère des Pêches et Océans («MPO») (Garde côtière canadienne) étaient des Autorités Responsables. Celles-ci ont décidé qu'un rapport d'étude approfondie («RÉA») serait préparé et soumis à la ministre de l'Environnement et à l'Agence canadienne d'évaluation environnementale (l'«Agence»). Environnement Canada a par la suite indiqué qu'il envisageait mener de son propre chef une évaluation environnementale sur les effets du projet sur l'île aux Fermiers. Environnement Canada a aussi fait savoir que les discussions se poursuivent toujours avec TQM pour établir les conditions de cession de droits fonciers sur l'île pour permettre le passage du pipeline.
L'Office a soumis le RÉA à la ministre de l'Environnement et à l'Agence le 20 février 1998. L'Agence a rendu le RÉA public le 25 février 1998 pour que le public puisse le consulter et le commenter.
Dans une lettre adressée à l'Office le 31 mars 1998, la ministre de l'Environnement a renvoyé le projet à l'Office et au MPO pour que ceux-ci prennent une décision aux termes du paragraphe 37(1) de la LCÉE. Après avoir pris en compte le RÉA et les observations du public soumis en vertu de la LCÉE, la ministre de l'Environnement a conclu que le projet, tel qu'il est décrit, n'est pas susceptible d'entraîner des effets environnementaux négatifs importants.
Les attributions de l'Office relativement à l'étude des aspects environnementaux et socio-économiques sont établies dans la LCÉE et dans la Loi sur l'ONÉ. Pour ce qui est des questions environnementales, l'Office s'est acquitté de ses obligations statuaires en vertu de ces deux lois par le biais du RÉA. Les questions socio-économiques relevant de changements à l'environnement n'ont été discutées qu'au RÉA en vertu de la LCÉE; les autres questions socio-économiques ont été étudiées en vertu de la Loi sur l'ONÉ. En publiant les présents motifs de décision, l'Office s'acquitte de ses obligations aux termes de la Loi sur l'ONÉ.
Approvisionnement en gaz, marchés et projets de transport particuliers
TQM s'est appuyée sur l'étude préparée par Sproule Associates Limited («Sproule») intitulée The Future Natural Gas Supply Capability of the Western Canada Sedimentary Basin 1996-2018 (La capacité future d'approvisionnement en gaz naturel du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien, 1996-2018), datée de mai 1997, pour établir sa preuve relative à l'approvisionnement global en gaz. Cette étude est basée sur un modèle d'approvisionnement que Sproule a élaboré pour TransCanada, lequel établit des projections quant à la capacité de production future et au rendement des investissements dans le secteur amont à partir d'une prévision du prix du gaz, d'une prévision de la demande, du coût, du gaz disponible dans les gisements actuels et du gaz éventuellement puisé dans les additions aux réserves.
Sproule a préparé des analyses de sensibilité autour d'autres projections des additions futures aux réserves, lesquelles constituent actuellement, selon Sproule, la question d'intérêt la plus cruciale dans l'évaluation de la capacité de production future dans l'Ouest canadien. Pour le scénario de base, Sproule a adopté une équation d'addition aux réserves qui va du taux historique de 25 ans de 28 103m3 le mètre (298 103pi3 le pied) de forage de gaz pour baisser graduellement à zéro à l'estimation de ressource ultime de 9,3 1012m3 (329 1012pi3). Dans l'analyse de sensibilité 1 (scénario de fortes additions aux réserves), Sproule a présumé que la tendance historique de 25 ans sur le plan des additions aux réserves se maintiendrait à 28 103m3 le mètre (298 103pi3 le pied) de forage de gaz. Dans l'analyse de sensibilité 2 (scénario de faibles additions aux réserves), l'équation adoptée supposait une diminution immédiate de 18 % du taux de découverte, entraînant un taux d'addition aux réserves qui part d'environ 23 103m3 le mètre (245 103pi3 le pied) et baisse exponentiellement à 14 103m3 le mètre (150 103pi3 le pied) à l'estimation de ressource ultime; Sproule juge cette dernière formule plus prudente.
Selon l'analyse du scénario de base pour les ressources classiques du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien, l'offre et la demande convergent en 2015, et la production est inférieure à la demande de 3,4 109m3 (0,1 1012pi3) en 2018. Dans l'analyse de sensibilité 1, le seuil d'inflexion de l'offre et de la demande est atteint au-delà de 2018, comparativement à 2007 dans l'analyse de sensibilité 2. La production annuelle de pointe dans le scénario de base était estimée à 212 109m3 (7,5 1012pi3), tandis que dans les analyses de sensibilité 1 et 2, elle était respectivement de 218 109m3 (7,7 1012pi3) et 198 109m3 (7,0 1012pi3).
Le rapport de Sproule renfermait également une analyse des ressources potentielles de méthane provenant des filons houillers des plaines de l'Alberta. Le potentiel non restreint de cette ressource dans les plaines de l'Alberta était estimé à 18,9 1012m3 (668,6 1012pi3) de gaz en place tandis que le potentiel restreint sur le plan technique était estimé à 6,1 1012m3 (214,3 1012pi3). A un prix constant de 1,90 $/GJ (2,00 $/103pi3), Sproule a estimé que les réserves potentielles de méthane provenant des filons houillers des plaines de l'Alberta seraient de quelque 225 109m3 (8 1012pi3). De l'avis de Sproule, les réserves potentielles de cette ressource dans les Foothills de l'Alberta et en Colombie-Britannique sont au moins égales à celles des plaines de l'Alberta.
Aucun intervenant n'a exprimé de préoccupation au sujet des estimations de Sproule concernant la capacité d'approvisionnement.
Opinion de l'Office
Même si la prévision de la capacité d'approvisionnement est une tâche fondamentalement incertaine, comme le démontre l'éventail des résultats obtenus dans les analyses de sensibilité de Sproule, l'Office est convaincu que TQM a fait la preuve qu'il y aura un approvisionnement en gaz global suffisant pour assurer une utilisation adéquate du réseau de TQM, y compris des installations projetées.
TQM a expliqué que pour préparer ses prévisions relatives au marché intérieur, elle s'est fondée sur les évaluations de Gaz Métropolitain, qui tiennent compte de facteurs comme l'expérience passée, l'historique des ventes, la croissance économique, des entretiens avec des clients actuels et potentiels et les prévisions concernant la compétitivité du gaz naturel. Selon une étude de marché produite par TransCanada, que TQM a adoptée, la demande projetée de gaz au Québec croîtra au rythme d'environ 2,7 % par année, passant de 230 PJ (218 109pi3) en 1995 à 342 PJ (324 109pi3) en 2010.
Aucune des parties n'a mis en question les prévisions de TQM.
L'Office juge raisonnable la prévision de la demande de gaz à long terme au Québec que TQM a établie.
Pour démontrer le caractère à long terme de la demande de gaz sur le marché à l'exportation du Nord-Est des É.-U., TQM s'est fondée sur les prévisions préparées par DRI/McGraw Hill, le Gas Research Institute et l'Administration de l'information sur l'énergie du département américain de l'Énergie. Selon ces prévisions, la croissance annuelle de la demande de gaz pendant la période de prévision allant de 1995 à 2010 se situera entre 1,0 et 1,7 %, si bien que la demande de gaz passera de 3 160 1012 Btu (3 070 109pi3) en 1995 à 3 930 1012 Btu (3 820 109pi3) en 2010. TQM a fait sienne la preuve de TransCanada à l'effet qu'il est permis de conclure que ces prévisions démontrent l'existence d'un marché à long terme du gaz dans le Nord-Est des É.-U. et, par conséquent, la nécessité des services de transport envisagés.
Aucune partie n'a contesté la preuve présentée par TQM à l'appui de l'existence d'un marché à long terme.
L'Office est satisfait de la preuve de TQM concernant la demande de gaz à long terme sur le marché du Nord-Est des É.-U. Selon l'Office, on peut raisonnablement s'attendre à ce que le gaz canadien transporté par le réseau de TQM réponde en partie à l'accroissement prévu de la demande de gaz sur ce marché.
TQM a soutenu que les installations projetées sont nécessaires pour fournir les services de transport demandés par TransCanada, à savoir l'acheminement du gaz reçu du point d'interconnexion de ses propres installations pipelinières et de celles de TransCanada au point d'interconnexion des installations de TQM et du gazoduc projeté de PNGTS aux É.-U., à East Hereford, au Québec. Les installations que propose TQM sont étayées par six projets exigeant un total de 5 266 103m3/j (185,9 106pi3/j) en service de transport garanti additionnel et qui feraient l'objet de contrats d'une durée initiale de dix ans, commençant le 1er novembre 1998. Les projets en question, à savoir cinq projets visant les marchés d'exportation et un projet sur le marché intérieur, sont résumés dans le tableau 2.1.
Volumes visés par les nouveaux services
TQM a fait valoir que, durant la deuxième année d'exploitation, les besoins en services atteindraient au total 7 329 103m3/j (258,7 106pi3/j). A compter du 1er novembre 1999, les besoins du marché intérieur passeraient à 1 380 103m3/j (48,7 106pi3/j) et les besoins à l'exportation atteindraient 5 949 103m3/j (210,0 106pi3/j), étant donné que CoEnergy Trading Company («CoEnergy») et Androscoggin Energy LLC ont sollicité des demandes de service additionnelles.
Pour les besoins de la présente instance, TQM a adopté la preuve concernant l'approvisionnement, les marchés et les obligations contractuelles qui a été produite dans le cadre de l'audience GH-2-97, laquelle preuve englobe tous les projets à l'exception de celui de Direct Energy Marketing Limited («Direct Energy»). Ce dernier projet est traité plus loin dans la section.
Un des projets qui sous-tendait l'agrandissement des installations de TransCanada et qui a été discuté dans le cadre de l'instance GH-2-97, était le contrat de transport garanti conclu avec Gaz Métropolitain pour la livraison de 1 181 103m3/j (41,7 106pi3/j) de gaz à la zone de livraison de l'Est («ZLE») de TransCanada. Pour pouvoir accéder à cette demande, TransCanada a demandé à TQM de livrer 955 103m3/j (33,7 106pi3/j) de gaz à Waterloo. L'écart entre les besoins sur le réseau de TransCanada et sur celui de TQM correspond à la capacité de 226 103m3/j (8,0 106pi3/j) que Gaz Métropolitain a cédée à Vermont Gas Systems aux fins de livraisons à Sabrevois.
TransCanada avait demandé à l'origine que TQM assure le transport de 1 700 103m3/j (60,0 106pi3/j) de gaz, soit 745 103m3/j (26,3 106pi3/j) de plus que sa demande de service actuelle. Au cours de l'instance GH-1-97, TransCanada a expliqué que Gaz Métropolitain s'était trompée initialement lorsqu'elle avait déterminé ses besoins en fonction de ses exigences horaires maximum, plutôt que de ses estimations journalières maximum. TQM a indiqué, toutefois, que le changement n'avait aucune incidence sur la conception de la station de comptage de Waterloo de même que la conception globale des installations proposées.
Selon la preuve déposée à l'appui des besoins de service de Gaz Métropolitain, le volume de 955 103m3/j (33,7 106pi3/j) lui permettrait de desservir toute sa zone de desserte, et comprend un volume de 425 103m3/j (15,0 106pi3/j) de gaz qui est actuellement livré à sa zone de desserte grâce au service de livraisons sur courte distance de TransCanada, lequel a débuté le 1er novembre 1997 et expire le 1er novembre 1998. Est également comprise dans le volume global précité une capacité moyenne de 232 103m3/j (8,2 106pi3/j) qui lui permettrait de fournir un service interruptible amélioré à la région de l'Estrie.
Outre la conversion de volumes au service sur longue distance et les volumes de service interruptible amélioré, TQM a fait valoir que les besoins de service de Gaz Métropolitain reflètent aussi la croissance normale du marché. Selon les prévisions de TQM, le marché du Québec croîtra d'environ 2,7 % par année au cours de la période de 1995 à 2010. La demande de gaz au Québec se situe autour de 18 400 103m3/j (650 106pi3/j), et la croissance annuelle du marché équivaut à environ 500 103m3/j (18 106pi3/j).
Selon Gaz Métropolitain, une capacité accrue au nouveau point de livraison projeté de Waterloo lui procurerait la marge de manoeuvre nécessaire à l'échelle de son réseau pour équilibrer la demande dans toute sa zone de desserte.
Au cours de la deuxième année d'exploitation, Gaz Métropolitain prévoit qu'elle aura besoin d'une capacité supplémentaire de 425 103m3/j (15,0 106pi3/j), principalement pour répondre aux exigences du projet Magnola. Métallurgie Magnola Inc., une usine de production de magnésium et d'alliages de magnésium qu'il est proposé d'implanter en Estrie, pourrait consommer 312 103m3/j (11,0 106pi3/j) de gaz naturel; l'usine est censée entrer en exploitation en 1999. Dans ses projections du marché, Gaz Métropolitain prévoit qu'au cours de la période de 1999-2000 à 2002-2003, la demande annuelle de gaz dans la région de l'Estrie progressera en moyenne d'environ 140 103m3/j (5 106pi3/j).
Les cinq projets d'exportation qui sous-tendent les installations visées par la demande auraient pour but d'approvisionner le marché du Nord-Est des É.-U. A l'heure actuelle, ce marché est desservi en partie par les pipelines Portland Pipe Line Corporation / les Pipe-Lines Montréal Limitée («pipeline Portland-Montréal»), grâce à une interconnexion avec le réseau de TransCanada à Sabrevois, puis avec celui de Gaz Métropolitain. Le bail du pipeline Portland-Montréal prend fin le 30 avril 1998, après quoi ce pipeline sera reconverti en oléoduc.
Le projet de Direct Energy, le seul des projets visés ici qui ne sous-tendait pas le programme d'agrandissement de TransCanada pour 1998, sur lequel portait l'instance GH-2-97, consiste à substituer le point de livraison de Sabrevois pour celui d'East Hereford, à compter du 1er novembre 1998. Direct Energy souhaite effectuer ce changement pour pouvoir poursuivre les ventes de gaz qu'elle effectue en vertu d'un contrat à long terme qui expirera, en même temps que la licence d'exportation qui le sous-tend, le 31 octobre 2006. L'Office a déjà examiné ce contrat de vente et, le 29 octobre 1992, a délivré à la compagnie la licence d'exportation GL-188. TransCanada a soutenu que rien dans la preuve de Direct Energy n'a changé depuis la délivrance de cette licence.
CoEnergy n'a conclu que des contrats de transport garanti en hiver sur le réseau de PNGTS aux É.-U., ou certains de leurs clients l'on fait. Dans le cadre de l'instance GH-2-97, TransCanada a précisé qu'elle préfère, en règle générale, que ses expéditeurs aient des arrangements de transport garanti à l'année longue sur les pipelines en aval pour qu'elle soit assurée qu'il y ait preneur pour le gaz. Elle a toutefois indiqué qu'elle est disposée à considérer des arrangements autres que des contrats de service de transport garanti à l'année longue si elle est convaincue que les arrangements mèneraient à des niveaux de livraisons soutenus en aval. Puisque CoEnergy a affirmé avoir mis sur pied, ou pouvoir mettre sur pied, de tels arrangements, TransCanada a donc pris en compte son projet dans le cadre de sa demande visant l'agrandissement de ses installations.
Aucune des parties à l'instance n'a soulevé la question de la concordance de la capacité d'interconnexion en aval avec la capacité retenue sous contrat sur les réseaux de TransCanada ou de TQM. Toutefois, on s'inquiétait de la question à savoir si les installations visées par la demande seraient utilisées à des niveaux raisonnables, en particulier durant la première année d'exploitation.
TQM a indiqué que les installations projetées représentent la dernière phase d'un projet plus vaste visant à desservir de nouveaux marchés au Québec et dans le Nord-Est des É.-U. Elle a souligné que les autres phases du projet plus vaste, à savoir les installations de TransCanada en amont du réseau de TQM et les installations de PNGTS en aval, aux É.-U., ont déjà reçu l'approbation de l'Office et de la Federal Energy Regulatory Commission («FERC»). TQM a ajouté qu'au cours de l'instance GH-2-97, certains expéditeurs du réseau PNGTS aux É.-U. avaient souligné le caractère urgent et l'importance économique de leurs projets respectifs.
TQM a fait valoir qu'aucune des parties n'a contesté la preuve concernant l'existence d'un marché pour ce qui est du réseau de PNGTS aux É.-U. et que TransCanada avait produit de nouvelles preuves confirmant que les livraisons à East Hereford ne représentent qu'une fraction du véritable potentiel du marché du Nord-Est des É.-U. TQM a aussi soutenu que seule la preuve de Gaz Métropolitain concernant le marché de l'Estrie a été mise en doute.
En ce qui concerne le marché intérieur, TQM a souligné que le prolongement vers PNGTS répond à une augmentation importante des besoins de Gaz Métropolitain à l'égard du marché dans la région de l'Estrie. Selon TQM, Gaz Métropolitain a besoin d'un nouveau point de livraison à Waterloo afin de renforcer son réseau de distribution en Estrie, d'exploiter le marché industriel, de percer sur les marchés commercial et résidentiel, et d'améliorer son service de livraisons aux clients du service interruptible.
TQM a affirmé que TransCanada est disposée à conclure un contrat de transport à long terme avec elle pour la livraison des volumes de gaz que TransCanada s'est engagée à livrer à la ZLE de Gaz Métropolitain et aux expéditeurs à East Hereford. Des ententes préalables ont déjà été signées à cette fin et font partie du dossier de l'instance GH-2-97.
Bay State Gas Company («Bay State»), l'Association canadienne des producteurs pétroliers («ACPP»), Gaz Métropolitain, Northern Utilities Inc. («Northern Utilities»), PNGTS et TransCanada ont appuyé les nouveaux projets sous-tendant les installations projetées.
Mouvement au Courant s'interrogeait sur la nécessité du projet de TQM et a laissé entendre que, si le projet de Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. («M&NE») allait de l'avant, il y aurait un approvisionnement abondant de gaz le long de la côte et que, de ce fait, le réseau PNGTS aux É.-U. pourrait être alimenté à partir du sud. Quant au marché du Québec, Mouvement au Courant a soutenu que le seul besoin qui se pose dans l'immédiat est de renforcer le réseau de distribution de Gaz Métropolitain en Estrie, ce qui pourrait se faire en investissant 15 millions $ dans les installations de cette dernière.
M&NE ne s'est pas opposée à la demande de TQM; cependant, elle a soulevé deux sujets de préoccupation concernant l'échéancier du projet et les frais liés à la pression de livraison, questions traitées respectivement dans les sections 2.6, «Calendrier de construction et de réglementation», et 2.7, «Niveau d'utilisation», des présents motifs de décision.
Bien qu'elle disait ne pas s'opposer au projet de TQM, Union Gas Limited et Centra Gas Ontario Inc. («Union») a fait valoir que les installations en cause pourraient ne pas entrer en service à temps pour l'année contractuelle 1998-1999. Tout en affirmant qu'elle ne mettait pas en doute la preuve relative au potentiel du marché du gaz naturel dans le Nord-Est des É.-U, elle a soutenu que le marché accessible au réseau de PNGTS aux É.-U. et la variabilité des demandes de service de Gaz Métropolitain ne semblaient pas justifier l'installation de la capacité supplémentaire que suppose une conduite de 610 mm de diamètre.
L'ACPP a souligné qu'on ne saurait disputer le fait qu'il faut augmenter les liaisons par pipeline entre le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien et les marchés.
Gaz Métropolitain a fait remarquer que certains intervenants mettaient en question les besoins inhérents à sa zone de desserte, autant pour les années passées que pour les années à venir. Elle a soutenu que ses éléments de preuve à l'appui des besoins du marché ont toujours été conséquents et n'ont pas été contestés. Elle a fait valoir que le prolongement proposé vers PNGTS lui permettrait de répondre à des demandes de service, y compris la demande additionnelle en période de pointe et la demande de service interruptible amélioré, auxquelles elle ne peut satisfaire à l'heure actuelle faute d'une capacité en amont suffisante à partir de Sabrevois.
En plus d'étoffer son réseau en Estrie, les nouvelles installations, selon Gaz Métropolitain, auraient une incidence favorable sur les régions de Montréal-Est et de la Rive-Sud, lesquelles sont comprises dans sa zone de desserte. Elle a indiqué que la proximité des installations projetées de TQM de son usine de liquides de gaz naturel située dans Montréal-Est lui donnerait plus de souplesse dans la gestion des installations de stockage pour ce qui est d'écrêter les pointes de consommation. Gaz Métropolitain était d'avis qu'un tracé qui fait passer le pipeline au coeur de sa zone de desserte contribuerait, plus que toute autre solution, à optimiser les ventes de gaz autant dans sa propre zone de desserte que dans le Nord-Est des É.-U.
TransCanada a souligné que l'issue de cette demande l'intéresse au premier chef étant donné qu'environ 40 % des volumes qui transiteraient par ses installations d'agrandissement de 1998-1999 sont censés être acheminés au réseau proposé de PNGTS aux É.-U., via le réseau de TQM. Elle a fait remarquer que l'approbation de son programme d'agrandissement de ses installations de 1998-1999 est conditionnelle à ce que TQM obtienne toutes les autorisations réglementaires requises à l'égard du prolongement proposé vers PNGTS.
TransCanada et la Province du Nouveau-Brunswick ont souligné que la preuve relative à l'approvisionnement en amont et au marché en aval a été examinée à fond dans le cadre de l'instance GH-2-97 et que personne ne l'a contestée au cours des instances GH-1-97 et GH-2-97.
PNGTS a indiqué qu'elle a obtenu le certificat final de la FERC ainsi que les certificats voulus de la part des États du Vermont, du New Hampshire et du Maine. Elle a soutenu que si le raccord à East Hereford était refusé, les demandes de services de la part des expéditeurs voulant exporter du gaz à East Hereford le seraient par le fait même, si bien que le refus nuirait indûment à ces expéditeurs.
La Province du Nouveau-Brunswick a souligné, pour sa part, qu'en vertu de sa politique énergétique, elle essaie depuis les dix dernières années d'obtenir un accès au gaz naturel. Ainsi, la position de la province consiste à appuyer tous les projets pipeliniers qui lui procureraient du gaz naturel, à des taux comparables à ceux d'autres formes d'énergie.
Pour déterminer si les installations proposées répondent à un besoin et si elles s'appuient sur des projets «à point», l'Office tient compte de toute la preuve produite au sujet de l'approvisionnement, des marchés et des contrats. Ayant évalué la preuve fournie à l'égard des projets de transport particuliers, l'Office constate que les installations projetées bénéficient d'un large appui.
Sous réserve des commentaires rapportés à la section 2.5, «Approvisionnement de TransCanada Gas Services», et compte tenu des renseignements déposés au cours de l'instance au sujet de l'approvisionnement réservé aux projets sous-tendant la demande, l'Office est satisfait des dispositions prises au titre de l'approvisionnement par les expéditeurs sur les marchés intérieur et d'exportation.
Quant au marché de Gaz Métropolitain, l'Office prend bonne note des préoccupations qu'Union a formulées au sujet de l'apparente variabilité des prévisions relatives aux exigences du marché de Gaz Métropolitain. Toutefois, à la lumière de la preuve produite, l'Office trouve que ces prévisions sont raisonnables. De plus, il est satisfait des renseignements sur les marchés du gaz présentés à l'égard des expéditeurs à l'exportation.
De plus, l'Office constate que, en raison de la demande révisée de Gaz Métropolitain à Waterloo, il y aurait une augmentation de capacité de réserve allouée lors du dimensionnement des installations proposées. Dans le cadre de la demande de TQM, l'Office est d'avis que la capacité de réserve qui en résulte est raisonnable.
L'Office constate que TQM a besoin des installations visées par la demande pour fournir à TransCanada les services qu'elle demande. Il prend note du fait que Mouvement au Courant a mis en doute la nécessité des installations projetées et a proposé d'autres façons de satisfaire à la demande supplémentaire sur les marchés du Québec et du Nord-Est des É.-U. Toutefois, les autres façons présentées n'ont pas été discutées à fond au cours de l'étape de l'audition des témoins de l'audience. A défaut de preuves précises à l'appui, l'Office n'est pas convaincu du bien-fondé des autres façons présentées.
Pour garantir que les installations projetées, si elles font l'objet d'un certificat, sont utilisées et utiles et le demeureront à long terme, l'Office estime pertinent d'assortir tout certificat délivré à TQM de la condition suivante à l'effet que TQM doive, avant le début des travaux de construction, démontrer, à la satisfaction de l'Office, que :
a) en ce qui a trait aux nouveaux volumes garantis qui doivent être exportés, toutes les autorisations nécessaires des organismes de réglementation au Canada et aux États-Unis, y compris les autorisations canadiennes d'exportation de gaz à long terme, ont été obtenues;
b) en ce qui a trait aux services de transport des nouveaux volumes garantis sur le réseau de TQM :
(i) les contrats de transport voulus ont été signés, y compris le contrat de service entre TQM et TransCanada, y compris le contrat de service entre TQM et TransCanada;
(ii) toutes les autorisations nécessaires des organismes de réglementation au Canada et aux États-Unis ont été obtenues relativement aux installations ou aux services de transport nécessaires en aval;
(iii) les contrats d'approvisionnement en gaz ont été signés.
L'Office juge que le fait d'assortir le certificat de la condition susmentionnée ferait en sorte que seules les installations nécessaires pour répondre aux besoins globaux en services garantis seraient construites.
TransCanada Gas Services («TCGS»), un expéditeur qui ferait appel à la capacité ajoutée aux réseaux de TQM et de TransCanada, n'a pas fourni de preuve relative à l'approvisionnement en gaz réservé au projet. TCGS a déclaré qu'elle compte sur le gaz offert sur le marché libre et qu'elle croit à l'existence d'un approvisionnement global suffisant pour répondre à ses besoins. Elle s'est également dite prête à assumer tout risque connexe lié au prix.
Au cours de l'instance GH-2-97, l'Office a entendu des témoignages à l'effet que TransCanada avait accepté de placer TCGS dans sa file d'attente même si cette dernière ne satisfaisait pas à sa propre politique, soit la règle «10/10/10», qu'elle s'attendait d'ailleurs à voir modifiée par suite de l'instance RH-3-97, qui a été ajournée pour une période indéterminée.
TCGS est d'avis qu'un approvisionnement convenable à long terme est mis à sa disposition sous la forme du marché concurrentiel qui existe sur le réseau de NOVA Gas Transmission Ltd, lequel attribue l'approvisionnement disponible au moyen d'un mécanisme de prix. De l'avis de TCGS, il est raisonnable sur le plan commercial qu'un expéditeur se fie sur le gaz offert sur le marché libre pour ses besoins d'approvisionnement. TCGS a fait valoir qu'elle est une négociante importante et sophistiquée dont les opérations globales visent des volumes qui dépassent largement les approvisionnements dont il est question à la présente instance. Elle a insisté sur le lien entre l'approvisionnement global et l'approvisionnement propre à un expéditeur, en laissant entendre que s'il y avait un problème, il serait lié à l'approvisionnement global plutôt qu'à la question de savoir si un nouvel expéditeur avait réservé au projet un approvisionnement à long terme. TCGS a aussi déclaré qu'elle ne recherchait pas une modification générale de la politique établie et qu'elle n'essayait pas de saper ou de fragmenter la décision de l'Office concernant la faisabilité économique du projet à l'étude.
Les installations proposées de TQM sont tributaires de la construction d'installations en amont sur le réseau de TransCanada, lesquelles faisaient l'objet de l'instance GH-2-97. Les motifs de décision GH-2-97 énoncent un certain nombre de conditions auxquelles TransCanada doit satisfaire avant d'entreprendre les travaux de construction. M&NE a soulevé la question de l'approvisionnement réservé au projet, telle que visée à la condition 12 des motifs de décision GH-2-97. Suivant cette condition, TransCanada doit démontrer à la satisfaction de l'Office que toutes les autorisations canadiennes d'exportation à long terme voulues ont été obtenues et que les contrats d'approvisionnement en gaz ont été signés. M&NE a déclaré que tenter de modifier la condition 12 donnerait matière à litige et que modifier la politique d'agrandissement de TransCanada ou remplacer des expéditeurs exigerait du temps. Elle a insisté sur les répercussions que le fait de ne pas satisfaire à cette condition pourrait avoir sur le calendrier de construction du projet visé par la présente instance.
Union se préoccupait du fait que certains expéditeurs avaient produit moins d'éléments de preuve que d'autres à l'appui de leur approvisionnement.
Aucune des parties à l'instance n'a abordé la question de l'approvisionnement de TCGS. A propos des préoccupations soulevés au sujet de l'absence de tout approvisionnement réservé au projet dans le cas de TCGS, TQM a indiqué qu'il n'était pas nécessaire d'assortir le certificat d'une condition semblable à la condition 12 imposée à TransCanada dans le cadre des motifs de décision GH-2-97, ajoutant qu'elle accepterait plutôt l'imposition d'une condition qui l'obligerait à démontrer à l'Office, avant le début des travaux de construction, que les contrats de transport ont été signés.
TransCanada a indiqué qu'à son avis, la preuve fournie en l'espèce est suffisante pour justifier l'octroi d'un certificat sans l'assortir de la condition voulant que TQM démontre, avant le début des travaux de construction, que des contrats d'approvisionnement en gaz ont été conclus. Toutefois, s'il faut imposer une condition, TransCanada trouverait acceptable d'exiger que TQM produise des contrats de transport signés.
En ce qui a trait à l'approvisionnement réservé au projet, l'Office a examiné les renseignements fournis par TCGS, dont la preuve ne satisfait pas pleinement ni aux exigences de la politique d'agrandissement de TransCanada ni aux Directives concernant les exigences de dépôt de l'Office. De plus, l'Office ne se rend pas à l'opinion de TCGS selon lequel les volumes en cause sont de peu d'importance par rapport à ses opérations globales.
Par ailleurs, l'Office est aussi conscient que les questions liées aux exigences de la politique d'agrandissement de TransCanada, y compris l'approvisionnement en gaz réservé au projet, devaient être examinées à l'audience RH-3-97 qui a été ajournée pour une période indéterminée. L'expéditeur et TransCanada avaient prévu que la politique serait peut-être assouplie pour permettre la prestation de moins de renseignements dans le domaine de l'approvisionnement réservé à un projet.
L'Office prend note également des arguments des parties portant que les installations sont nécessaires et que la construction ne devrait pas être retardée.
Dans les circonstances, l'Office exercera son pouvoir discrétionnaire en acceptant la preuve relative à l'approvisionnement qui a été déposée par TCGS. Cependant, tel qu'il est mentionné à la section 2.4 «Projets de transport particuliers», il ne dérogera pas à sa pratique consistant à assortir un certificat de conditions habituelles, soit celles de savoir qu'avant le début de la construction, toutes les autorisations canadiennes d'exportation à long terme voulues doivent être obtenues relativement aux nouveaux volumes garantis à l'exportation, et que les contrats d'approvisionnement en gaz doivent être signés.
TQM a proposé le 1er novembre 1998 comme date de mise en service des installations, les travaux de construction devant débuter vers le mois de mai 1998.
TQM a demandé que l'Office approuve le tracé original et les tracés de rechange, afin qu'elle puisse obtenir toutes les autorisations requises à temps pour respecter la date prévue de mise en service des installations proposées.
M&NE a contesté la validité de la date de mise en service projetée et a soutenu que le calendrier de construction et de réglementation est trop serré pour que les installations soient mises en service le 1er novembre 1998. M&NE a estimé que la construction des installations visées par la demande ne débuterait pas avant la fin de juillet ou le début d'août 1998, compte tenu du délai requis pour diverses démarches, à savoir : RÉA et motifs de décision de l'Office; approbation du gouverneur en conseil; présentation et signature des contrats de service garanti par les expéditeurs; demande d'autorisation de mise en service des installations en vertu de l'instance GH-2-97, et audience possible sur le tracé détaillé. En outre, M&NE a indiqué qu'aux É.-U., PNGTS ne peut pas entreprendre les travaux avant que le gouverneur en conseil ait approuvé le projet de TQM. Selon M&NE, il se peut que le projet de PNGTS aux É.-U. ne soit pas terminé avant la date de mise en service prévue du 1er novembre 1998.
M&NE a soutenu qu'étant donné que le calendrier de construction et de réglementation était serré, les expéditeurs ne voudraient pas signer de contrats entrant en vigueur le 1er novembre 1998. En ce qui a trait à la demande visant l'autorisation de mise en service des installations de TransCanada, M&NE a indiqué que si TransCanada souhaitait remplacer des expéditeurs ou modifier sa politique en matière d'agrandissement, il faudrait encore du temps pour régler ces dossiers.
L'ACPP a prié instamment l'Office d'approuver à temps la demande visant le prolongement de TQM vers PNGTS de manière que le projet soit achevé et que les installations soient prêtes pour la mise en service prévue, le 1er novembre 1998.
PNGTS a soutenu que l'approbation doit être accordée rapidement étant donné que les installations de TQM constituent le dernier raccord pipelinier requis pour le projet de PNGTS aux É.-U. PNGTS a prié instamment l'Office de prendre une décision dans les meilleurs délais.
TransCanada a convenu avec M&NE que l'échéancier peut devenir un facteur critique pour le projet à l'étude, mais elle était d'avis que les installations pourraient être mises en service pour l'année d'exploitation 1998-1999. TransCanada a fait valoir qu'elle avait une longue expérience de la mise en oeuvre de projets d'agrandissement d'installations et qu'elle sait comment déterminer ce qui peut ou ne peut pas être fait dans un délai précis. TransCanada a proposé deux solutions temporaires possibles qui lui permettraient de reporter la date prévue pour le début des travaux, soit le 1er mai 1998, tout en mettant les installations en service pour l'année contractuelle 1998-1999. Elle pourrait notamment utiliser en partie la marge de manoeuvre sur le plan des déplacements saisonniers que lui offre son barème de droits applicables au service garanti offert, afin de fournir les volumes liés à PNGTS jusqu'à ce que les installations requises soient construites, et repousser la date de début des travaux d'un mois ou deux.
TransCanada a aussi proposé un moyen d'accélérer le processus d'autorisation de la mise en service des installations. De l'avis de TransCanada, si elle demandait l'autorisation de mise en service des installations d'agrandissement pour 1998, sous réserve du dépôt des contrats signés qui sont strictement rattachés à l'approbation du gouverneur en conseil, elle pourrait demander l'autorisation avant d'avoir les contrats de service garanti signés. Au sujet de la substitution possible de certains projets, TransCanada a indiqué que la substitution, si elle est demandée dans le cadre de la demande d'autorisation de la mise en service des installations, n'est pas nécessairement une question litigieuse. TransCanada a fait valoir que la substitution serait comparable à une cession de capacité entre expéditeurs, si le marché est le même.
La Province du Nouveau-Brunswick était d'avis que les préoccupations de M&NE concernant le calendrier prévu de construction et de réglementation étaient hypothétiques. Elle a indiqué que si les installations étaient approuvées par l'Office, les expéditeurs auraient une vue plus claire de l'avenir. Les parties intéressées pourraient supprimer les obstacles pour faciliter la signature des contrats, et le projet de TQM pourrait être réalisé.
L'Office prend note de la position de M&NE qui craint que l'éventualité d'un report de la date de mise en service des installations proposées de TQM ne soulève des doutes quant à savoir si les expéditeurs seraient disposés à signer des contrats entrant en vigueur le 1er novembre 1998. L'Office constate aussi que l'ACPP et PNGTS ont toutes deux prié instamment l'Office d'approuver à temps le projet de prolongement vers PNGTS de manière que celui-ci puisse être achevé et que les installations soient prêtes pour la date de mise en service prévue, soit le 1er novembre 1998.
L'Office est d'avis que si les installations visées par la demande sont approuvées, TransCanada et TQM sont les mieux placées pour évaluer les risques associés à la signature, par les expéditeurs, de contrats de transport visant des services offerts à compter de la date prévue de mise en service. TransCanada est notamment la mieux placée pour utiliser son expérience de la mise en oeuvre d'installations d'agrandissement afin de déterminer si la date de début du service peut être respectée, et comment.
L'Office est d'avis que la condition énoncée à la section 2.4, «Projets de transport particuliers», devrait garantir que seules les installations nécessaires pour répondre aux besoins garantis seraient construites. Pour cette raison, l'Office n'est pas convaincu qu'un retard éventuel aurait nécessairement des effets négatifs sur le taux d'utilisation des installations au cours de la première année d'exploitation.
M&NE et Union ont soulevé plusieurs questions liées à l'utilisation des installations, y compris : incertitude du marché imputable au fait qu'une part considérable de la capacité demandée n'est pas étayée par des contrats de longue durée avec des utilisateurs ultimes; incidence d'une date de mise en service incertaine sur le niveau d'utilisation des installations au cours de la première année d'exploitation; et incidence de la perception éventuelle de frais supplémentaires liés à la pression de livraison sur la volonté des expéditeurs de signer des contrats de service garanti avec TransCanada.
TQM a laissé entendre que si l'approbation des installations était conditionnelle à la signature d'un contrat de service garanti de TransCanada avec TQM, il n'y aurait aucun doute concernant la faisabilité économique des installations visées par la demande ou au sujet de l'utilité et de l'utilisation de celles-ci.
Union s'est demandée si les installations seraient utilisées à un niveau raisonnable et a laissé entendre qu'environ 40 % seulement de la capacité de transport a été réservée par contrat pour une année complète et en vertu de contrats à long terme. Union a insisté sur le fait que les volumes de TCGS et de CoEnergy, qui représentent environ 72 % du gaz qui serait passé à contrat pour livraison à East Hereford, n'ont pas encore trouvé preneur. En ce qui a trait à la deuxième année d'exploitation, Union a souligné en outre que rien ne prouve l'existence d'un marché d'utilisation finale pour la capacité de transport additionnelle. Union a indiqué que les expéditeurs de TransCanada ne devraient pas être exposés au risque d'une sous-utilisation de la capacité.
TransCanada a fait valoir qu'au cours de l'audience, elle a déposé des éléments de preuve qui ont confirmé à nouveau que les volumes passés à contrat à East Hereford représentent seulement une fraction de la demande potentielle du marché du Nord-Est des É.-U.
TransCanada s'est dite d'avis que, même si certains des expéditeurs reliés à PNGTS ne pouvaient garantir des livraisons à un facteur de charge de 100 %, les contrats de transport seraient ratifiés et les frais de demande contractuelle seraient payés parce que, à son opinion, la demande est importante. TransCanada a également laissé entendre que la capacité pourrait être utilisée par d'autres expéditeurs de TransCanada au moyen, par exemple, de cessions ou de détournements.
PNGTS a indiqué que le projet que propose TQM est un projet à point offrant de bonnes perspectives commerciales. PNGTS a souligné que la majorité des promoteurs du projet de PNGTS aux É.-U. possèdent des actions dans d'autres vastes installations pipelinières et sont affiliés à des distributeurs d'expérience qui sont des expéditeurs sur le prolongement que propose TQM, ou sont affiliés aux clients des expéditeurs de TQM.
En ce qui a trait à l'incidence d'une date de mise en service incertaine sur le niveau d'utilisation des installations au cours de la première année d'exploitation, M&NE a indiqué que les expéditeurs en aval sur le réseau de PNGTS aux É.-U. qui recourent uniquement au service garanti en hiver ne seront peut-être pas disposés à signer des contrats de transport si la date de mise en service prévue, soit le 1er novembre 1998, ne peut pas être respectée. M&NE a souligné que les volumes de Direct Energy et de CoEnergy livrés en hiver seulement à Bay State, Granite State et Northern Utilities représentent environ 2,41 106m3/j (85 106pi3/j), ou environ la moitié du volume de la première année qui s'établit à 4,31 106m3/j (152 106pi3/j). M&NE a ajouté que Granite State a obtenu l'option de prolonger son contrat de location du pipeline Portland/Montréal pour le transport pendant la saison hivernale 1998-1999, et que cette option serait exercée si des retards dans le processus de réglementation ou d'autres retards étaient susceptibles d'empêcher PNGTS de fournir le service à temps pour répondre aux besoins de la saison de chauffage au cours de cette période. M&NE a indiqué que, d'après les dossiers des instances GH-1-97 et GH-2-97, Northern Utilities, Granite State et Bay State doivent obtenir des approvisionnements en gaz pour l'hiver le 1er novembre 1998. En outre, M&NE a fait valoir que le recours possible au pipeline Portland/Montréal peut avoir une incidence sur l'utilisation des installations proposées pour 1998-1999.
Union s'est dite d'accord avec M&NE et a soutenu qu'avec l'option de location du pipeline Portland/Montréal que Northern Utilities peut exercer comme plan de transport d'urgence, il est possible que les installations visées par le projet de TQM ne soient pas en service pour l'année d'exploitation 1998-1999.
TransCanada a indiqué que les questions liées à la possibilité que les installations soient sous-utilisées au cours de la première année ne devraient pas entraîner de retards. TransCanada a affirmé que, si elle avait hautement confiance que les contrats de service garanti soient signés dans un avenir prochain, elle pourrait aller de l'avant en prenant des risques financiers.
En ce qui a trait à l'option de location du pipeline Portland/Montréal, PNGTS a insisté sur le fait que cette convention transitoire était vraiment un second choix car la capacité réservée par ses clients sur le réseau de PNGTS aux É.-U. représente le double des volumes actuels devant être livrés à Northern Utilities via le pipeline Portland/Montréal. De même, PNGTS a fait valoir que l'exercice de cette option coûterait très cher, freinerait les efforts de commercialisation et limiterait la croissance dans la zone de desserte de Northern Utilities.
Au sujet de l'incidence de la perception possible de frais supplémentaires liés à la pression de livraison sur la volonté des expéditeurs de signer des contrats de service garanti avec TransCanada, cette dernière a indiqué que toute préoccupation à cet égard serait dissipée si l'Office assortissait le certificat de la condition habituelle, à savoir qu'avant le début des travaux de construction, TQM ou TransCanada, ou les deux, doivent prouver à l'Office que les contrats de transport ont été signés. Cependant, TransCanada a laissé entendre que dans le cas présent, la preuve relative au marché est suffisante, selon elle, pour justifier la délivrance d'un certificat sans cette condition.
L'Office constate que M&NE et Union ont mis en doute que les installations visées par la demande soient utilisées à des niveaux raisonnables, notamment au cours de la première année d'exploitation. Cependant, l'Office n'est pas persuadé que le prolongement vers PNGTS qui est projeté serait peu utilisé, étant donné les perspectives de croissance du marché du Nord-Est des É.-U., le large appui dont bénéficie le projet de TQM, et le fait qu'au besoin, la capacité pourrait être utilisée par d'autres expéditeurs de TransCanada.
En ce qui a trait à la capacité de transport demandée par TCGS et CoEnergy, qui représente une part considérable de la capacité visée par la demande qui n'est pas encore assujettie à des contrats à long terme pour utilisation finale, l'Office reconnaît que ces expéditeurs sont des sociétés de commercialisation expérimentées et solides sur le plan financier qui sont affiliées à des entités ou ont des clients qui sont affiliés à des entités possédant des parts dans des projets en aval ou en amont. TCGS, CoEnergy, leurs clients et leurs compagnies affiliées ont un intérêt dévolu à maximiser leur utilisation de la capacité de raccordement pour s'accaparer une part du marché et atténuer le risque que la capacité soit inutilisée. L'Office est donc convaincu, sous réserve de la condition énoncée à la section 2.4, «Projets de transport particuliers», que les installations visées par la demande seraient utilisées à un niveau raisonnable. En outre, l'Office est persuadé que la condition énoncée à la section 2.4 garantirait que seuls les volumes globaux garantis viennent étayer les nouvelles installations proposées.
Les installations incluses dans la demande de TQM et examinées dans le cadre de l'instance GH-1-97, comprennent un pipeline de 213,2 km de longueur et de 610 mm de diamètre, s'étendant de Lachenaie à East Hereford. La pression maximale de service du pipeline proposé est de 9 930 kPa. Pour l'année d'exploitation 1998-1999, TQM a proposé d'installer un compresseur à moteur électrique de 7,0 MW à Lachenaie et d'aménager deux postes de comptage, l'une à Waterloo et l'autre à East Hereford. TQM prévoit mettre ces installations en service d'ici le 1er novembre 1998. Pour l'année d'exploitation 1999-2000, TQM a proposé d'ajouter un compresseur à moteur électrique de 3,2 MW à la station de comptage East Hereford, ainsi qu'un refroidisseur complémentaire à Lachenaie. TQM prévoit que ces installations seront en service d'ici le 1er novembre 1999. En outre, TQM a proposé d'améliorer son système de communication et de contrôle de manière à inclure les installations de compression et les stations de comptage projetées. Le coût total en immobilisations de ces installations est estimé à 273,8 millions $ (dollars de 1997). Voir le tableau 3.1 pour les coûts détaillés.
Coût des installations proposées ( dollars de 1997)
Au cours de l'année d'exploitation 1998-1999, TQM propose de livrer 0,96 106m3/j (33,7 106pi3/j) de gaz à Waterloo et 4,31 106m3/j (152,2 106pi3/j) de gaz à East Hereford. TQM a indiqué qu'au cours de l'année d'exploitation 1999-2000, ces livraisons passeraient à 1,38 106m3/j (48,7 106pi3/j) et 5,95 106m3/j (210 106pi3/j) à Waterloo et East Hereford, respectivement. Au cours de l'audience, TQM a indiqué avoir reçu une demande visant la livraison de volumes supplémentaires, soit 1,27 106m3/j (45 106pi3/j), à East Hereford à compter du 1er novembre 1999.
Dans le cadre de la conception des installations nécessaires pour le prolongement proposé vers PNGTS, TQM a également examiné la possibilité d'installer une canalisation de 508 mm de diamètre assortie de compression additionnelle. Elle a retenu une canalisation de 610 mm de diamètre comme étant optimale, compte tenu de la croissance actuelle et raisonnablement prévue du marché, de la valeur actuelle des frais réels de propriété et d'exploitation, de la stabilité opérationnelle et de la croissance coordonnée des réseaux. TQM a indiqué que lorsque les volumes de gaz à livrer à East Hereford atteignent 6,8 106m3/j (240 106pi3/j), la valeur actuelle des frais réels de propriété et d'exploitation milite en faveur d'une canalisation de 610 mm.
Selon TQM, au cours de la deuxième année d'exploitation, les installations proposées, avec les deux compresseurs en service, pourraient livrer des volumes de gaz de 7,22 106m3/j (255 106pi3/j) à East Hereford et de 1,38 106m3/j (48,7 106pi3/j) à Waterloo. En outre, TQM a expliqué que le concept d'une canalisation de 610 mm offrait des possibilités d'accroissement suffisantes pour reporter l'aménagement d'un doublement à une date plus éloignée, étant donné que la capacité de la canalisation pourrait être accrue à un maximum d'environ 17,7 106m3/j (625 106pi3/j) avec l'ajout de compresseurs ou de refroidisseurs complémentaires. TQM a indiqué qu'en raison de l'ampleur des préoccupations exprimées au cours de l'audience par les propriétaires fonciers dans les zones choisies longeant le tracé du pipeline projeté, il était encore plus important de choisir une canalisation de 610 mm de diamètre pour reporter le doublement de la canalisation.
PNGTS, Gaz Métropolitain et TransCanada ont appuyé la conception des installations visées par la demande ainsi que le choix d'une canalisation de 610 mm de diamètre.
Union a reconnu que du point de vue de la planification, le dimensionnement d'un pipeline devrait tenir compte de la croissance du marché pour éviter tout doublement de la canalisation dans un avenir raisonnable. Cependant, Union a affirmé douter du caractère raisonnable du choix d'une canalisation de 610 mm pour le prolongement vers PNGTS. De l'avis d'Union, le choix de TQM repose sur des prévisions plutôt hypothétiques de la demande future. Selon Union, si les installations visées par la demande étaient approuvées, TQM devrait être exposée à des risques en attendant la pleine utilisation de la capacité pipelinière.
La conception appropriée d'un pipeline devrait tenir compte de plusieurs facteurs techniques et non techniques, y compris la capacité requise. Cette capacité est déterminée en fonction des besoins supplémentaires actuels du marché ainsi que de la croissance raisonnablement prévue de la demande. Une fois la capacité calculée, on peut déterminer des combinaisons particulières de paramètres de conception comme le diamètre de la canalisation, l'épaisseur de la paroi, la pression d'exploitation, la compression requise et les autres installations connexes.
En ce qui a trait à la capacité des installations proposées, l'Office fait observer que la conception proposée par TQM produirait la valeur actuelle des frais de propriété et d'exploitation la plus basse pour les volumes prévus de gaz et permettrait que la capacité du pipeline soit accrue sans doublement. Par conséquent, on éviterait pendant quelque temps les perturbations de la population, du sol et de la végétation qui sont associées à l'installation d'un doublement. En outre, un gros pipeline est plus attrayant sur le plan économique que deux canalisations de plus petit diamètre. Étant donné la projection actuelle du marché et la croissance potentielle de la demande qui a été décrite par TQM, l'Office est d'avis que le choix par TQM d'un pipeline de 610 mm de diamètre est approprié. L'Office estime également que les autres paramètres utilisés dans le cadre de la conception des installations proposées sont acceptables.
En outre, l'Office juge que les estimations de coûts présentées par TQM sont raisonnables. Pour tirer cette conclusion, l'Office a tenu compte de la garantie offerte par Gaz Métropolitain relativement à certains coûts en immobilisations (voir la section 3.1, «Installations particulières»).
3.3 Sécurité de la conception et de l'exploitation
Plusieurs intervenants ont fait part de leurs préoccupations au sujet des risques possibles liés à la présence du pipeline. Certains intervenants ont souligné le fait que les tronçons du pipeline projeté devant être construits dans les zones rurales étaient conçus de manière à avoir une épaisseur de paroi moindre que celle des tronçons devant être aménagés dans les zones urbanisées. Selon ces intervenants, cette différence entre les épaisseurs de paroi constituait un sujet de préoccupation en matière de sécurité. En outre, d'autres intervenants ont fait part de leurs craintes au sujet de la vulnérabilité du pipeline proposé à la fissuration par corrosion sous tension et se sont demandés si les installations proposées seraient en mesure de recevoir des outils d'inspection internes.
TQM a proposé de concevoir, d'installer et d'exploiter les installations visées par la demande conformément au Règlement sur les pipelines terrestres de l'ONÉ, qui stipule que la conception, l'installation, l'essai et l'exploitation d'un pipeline doivent être conformes aux dispositions pertinentes de la norme Z662, Réseaux de canalisations de pétrole et de gaz naturel, de l'Association canadienne de normalisation (l'«ACNOR»). En outre, TQM a indiqué qu'elle avait conçu le pipeline en tenant compte des conclusions et des recommandations contenues dans le rapport de l'ONÉ intitulé Rapport d'enquête - Fissuration par corrosion sous tension des oléoducs et des gazoducs canadiens, daté de novembre 1996.
En outre, TQM a expliqué qu'une surveillance régulière (aérienne ou terrestre) de l'emprise serait assurée afin de détecter les conditions potentiellement dangereuses. TQM a ajouté que, pendant son exploitation, le pipeline serait également inspecté de l'intérieur à l'aide d'outils d'inspection internes, ce qui permettrait de détecter bien à l'avance les conditions de la paroi pouvant affecter l'intégrité du pipeline.
Par conséquent, TQM a fait valoir que les installations proposées seraient exploitées en toute sécurité.
La sécurité d'un pipeline dépend de nombreux facteurs, dont la conception, le choix des matériaux, les essais, les méthodes de construction et d'inspection ainsi que les méthodes d'exploitation et d'entretien. La compagnie est tenue de se conformer au Règlement sur les pipelines terrestres de l'ONÉ qui contient des dispositions particulières régissant ces facteurs et qui stipule que la conception, l'installation, l'essai et l'exploitation d'un pipeline doivent se faire conformément à la norme Z662 de l'ACNOR.
L'Office remarque qu'au cours de l'audience, TQM s'est engagée à concevoir, à construire, à tester, à exploiter et à entretenir les installations proposées conformément aux normes et aux règlements pertinents. En outre, la compagnie et l'Office inspecteraient les installations proposées pendant leur construction et à intervalles réguliers pendant leur exploitation.
A la lumière de ce qui précède, l'Office est convaincu que les installations proposées répondraient largement aux normes acceptées, y compris la propre réglementation de l'Office, relativement à la conception, à la construction, aux essais, à l'inspection, à l'exploitation et à l'entretien.
TQM a indiqué qu'en cas de la perte d'un compresseur au cours de la première ou de la deuxième année d'exploitation des installations proposées, il serait impossible de fournir à la fois le débit minimum requis (4,31 106m3/j, ou 152,2 106pi3/j, la première année, et 5,95 106m3/j, ou 210 106pi3/j, la deuxième année) et la pression minimale (6 430 kPa la première année et 8 650 kPa la deuxième année) à East Hereford.
TQM a indiqué qu'elle n'avait pas inclus de mesures de protection contre la perte d'unité critique («PUC») dans sa demande parce qu'elle prévoit installer des compresseurs électriques et que, pour rendre son projet attrayant sur le plan économique, elle a présumé qu'il faudrait un certain temps avant que ces compresseurs fassent l'objet d'un entretien planifié. Selon TQM, pour assurer la protection contre une PUC des installations proposées, il faudrait un deuxième compresseur à Lachenaie, à un coût approximatif de 10 millions $. Cependant, TQM a indiqué qu'elle envisagerait d'assurer la protection contre une PUC quand les volumes augmenteront et nécessiteront l'ajout d'installations de compression additionnelles.
Advenant une PUC sur le pipeline proposé, TQM a indiqué qu'elle recourrait aux ententes en matière d'équilibrage passées entre les parties (par ex. TQM et PNGTS) pour assurer les équilibrages opérationnels. En outre, TQM a indiqué qu'elle n'avait pas connaissance d'entretiens avec les expéditeurs d'East Hereford au sujet de la protection contre une PUC. TQM a indiqué que les coûts découlant d'une PUC, s'ils y en avaient, devraient être établis en examinant la solution de rechange qui consiste à accroître la puissance de compression. En outre, TQM a indiqué que si un nouveau compresseur était installé pour assurer le service garanti à la pression prévue au tarif, tous les expéditeurs devraient assumer les coûts de l'«équilibrage opérationnel». Par contre, si le compresseur était en place pour garantir une pression de livraison supérieure, ce sont les expéditeurs à East Hereford qui devraient payer ces coûts.
M&NE a indiqué que si la protection contre une PUC était incluse dans la conception, les coûts liés à l'accroissement ou au maintien de la pression au-dessus de la moyenne du réseau devraient être inclus dans des frais supplémentaires appropriés. En outre, M&NE a fait valoir que si la protection contre une PUC n'est pas intégrée dans la conception, les frais ou pénalités associés aux livraisons à contre-courant d'urgence qui deviendraient nécessaires d'autres pipeline pour assurer les livraisons suite à une PUC au Canada devraient être recouvrés auprès des expéditeurs à East Hereford si ces livraisons à contre-courant étaient imputables à une pression de livraison supérieure à la pression régulière prévue au tarif.
Dans le cadre de l'évaluation de la nécessité d'installations assurant la protection contre une PUC, on devrait tenir compte du coût des installations, de la probabilité d'une panne de compresseur critique, de la probabilité d'un facteur de charge de 100 % une journée donnée, et de la probabilité que ces événements se produisent en même temps. D'autres facteurs devraient également être pris en compte, comme la souplesse du réseau en aval, les formules d'approvisionnement de rechange, l'expérience antérieure sur le plan de l'exploitation jumelée aux projections relatives au marché futur, et les conséquences qui découlent lorsque TQM ne donne pas le service garanti.
Dans le cas à l'étude, TQM a déterminé que la prestation de la protection contre une PUC nécessiterait l'ajout d'un deuxième compresseur à Lachenaie, à un coût estimatif de 10 millions $. L'Office juge que ce montant représente un coût additionnel appréciable dans le contexte de la demande de TQM. Même si celle-ci n'a pas discuté de solutions de rechange pour assurer la protection contre une PUC sur le prolongement vers PNGTS, l'Office est d'avis, de toute façon, que l'une ou l'autre de ces solutions hausserait sensiblement le coût des installations visées par la demande, et réduirait peut-être ainsi la faisabilité économique du projet de TQM. Par conséquent, l'Office fait remarquer qu'il est important de bien peser tous les facteurs pertinents afin de déterminer si, dans l'ensemble, il est nécessaire d'assurer la protection PUC sur le prolongement vers PNGTS.
L'Office convient avec TQM qu'étant donné la fiabilité prévue des compresseurs électriques que la compagnie projette d'installer, la probabilité d'une PUC et de la réduction subséquente des livraisons est faible, du moins au cours des premières années d'exploitation des installations visées par la demande. L'Office fait remarquer qu'il peut toujours y avoir une panne imprévue de compresseur. Cependant, de l'avis de l'Office, étant donné la fiabilité anticipée des compresseurs électriques proposés, il est improbable que cela se produise un jour où le facteur de charge serait de 100 %. L'Office estime que dans une telle éventualité, les réseaux pipeliniers américains en aval des installations proposées offriraient la souplesse voulue pour atténuer les effets négatifs des réductions de débit. Pesant tous ces facteurs, l'Office accepte la démarche conceptuelle de TQM qui, pour le moment, ne prévoit pas la protection contre une PUC sur les installations proposées.
En ce qui a trait à la demande de M&NE concernant le traitement des frais possibles liés aux livraisons assurées par d'autres pipelines suite à une PUC au Canada, l'Office estime que si des frais de cette nature étaient engagés, leur traitement pourrait être examiné dans le cadre d'une instance aux termes de la partie IV de la Loi sur l'ONÉ.
Questions environnementales, consultation publique, questions socio-économiques et foncières
Comme il est indiqué à la section 1.2, «Processus d'évaluation environnementale», un RÉA a été rendu public en février 1998; il portait sur l'examen, fait par l'Office et le MPO (Garde côtière canadienne), des effets environnementaux susceptibles de découler du projet que TQM a mis de l'avant. Le RÉA est fondé sur l'information en matière d'environnement que TQM a déposée dans sa demande ainsi que sur les commentaires et les renseignements supplémentaires présentés par les ministères et organismes fédéraux, provinciaux, régionaux et municipaux, le public, les intervenants et TQM elle-même au cours de l'audience GH-1-97. Il décrit en détail le processus d'examen et énonce les constatations, les conclusions et les recommandations des Autorités Responsables.
La section 4.2 des présents motifs de décision contient un résumé de l'évaluation environnementale, un résumé des constatations des Autorités Responsables, et la réponse de la ministre de l'Environnement au sujet du RÉA. Dans la section 4.3, l'Office examine les questions socio-économiques dont certaines débordaient le cadre de la LCÉE mais relèvent du mandat de l'Office aux termes de la Loi sur l'ONÉ. La section 4.4 porte sur les questions foncières.
Les Directives concernant les exigences de dépôt de l'Office prescrivent que le promoteur d'un projet, avant de déposer une demande concernant des installations, doit mettre en oeuvre un programme d'information du public afin de lui expliquer le projet qui fait l'objet de la demande, ses effets environnementaux et socio-économique potentiels, de lui donner l'occasion d'émettre ses commentaires, et d'apporter une réponse aux questions pertinentes soulevées. Le chapitre 3 du RÉA traite de ce sujet. L'Office s'est dite d'avis que TQM a mené un programme efficace de consultation publique.
Outre les points de vue qu'il exprime dans les présents motifs de décision, l'Office adopte toutes les constatations, conclusions et recommandations qu'il a énoncées dans le RÉA. Le lecteur devrait donc lire le RÉA de concert avec les présents motifs de décision pour un examen complet de toutes les questions pertinentes.
Par l'intermédiaire des experts-conseils Urgel Delisle & associés inc., TQM a mené une étude des effets environnementaux et socio-économiques de son projet. Sur le plan environnemental, les experts-conseils ont examiné les principaux éléments suivants : agriculture, foresterie, archéologie et patrimoine, faune, végétation et franchissements de cours d'eau.
Les Autorités Responsables ont décidé qu'un RÉA serait préparé et déposé auprès de la ministre de l'Environnement et de l'Agence. L'Office a tenu une audience publique relativement à la demande de TQM afin de favoriser la participation du public à l'étude approfondie et de réunir de l'information pour la préparation du RÉA. L'Office a mené une évaluation environnementale et a rédigé le RÉA conformément aux dispositions de la LCÉE et à sa propre démarche de réglementation.
4.2.2 Résumé des constatations des Autorités Responsables et des avis spécialisés
Le MPO (Garde côtière canadienne), en qualité d'Autorité Responsable, et le MPO (Direction générale de l'habitat du poisson), en tant que ministère spécialiste, ont indiqué que le RÉA portait sur les préoccupations de ce ministère relativement à la protection de l'habitat du poisson, aux pêches et à la protection du droit de navigation. Le MPO a apporté plusieurs précisions concernant son mandat en vertu de la Loi sur la protection des eaux navigables et de la Loi sur les pêches. L'Office fait observer que les autorités compétentes du MPO, à savoir la Gestion de l'habitat du poisson et la Protection des eaux navigables, ont demandé à aussi recevoir une copie des documents exigés dans les conditions 4, 5, 9, 11 et 12 du RÉA.
Environnement Canada a indiqué qu'en qualité d'Autorité Responsable, il effectuait séparément une évaluation environnementale des effets du projet sur l'île aux Fermiers, étude qui mènerait à l'établissement de conditions particulières concernant la cession de droits fonciers pour permettre le passage du gazoduc sur l'île. De même, Environnement Canada a fourni de l'information sur le calendrier et l'endroit précis des travaux de construction sur l'île aux Fermiers.
Dans le RÉA, l'Office a lui-même conclu que le projet de prolongement de TQM vers PNGTS n'est pas susceptible d'entraîner des effets environnementaux négatifs importants, à condition que les mesures d'atténuation définies au cours de l'instance GH-1-97 soient mises en oeuvre et exécutées.
Dans une lettre adressée à l'Office le 31 mars 1998, la ministre de l'Environnement a renvoyé le projet de TQM à l'Office et au MPO pour que ceux-ci prennent une décision aux termes du paragraphe 37(1) de la LCÉE. Après avoir pris en compte le RÉA et les observations du public soumis en vertu de la LCÉE, la ministre de l'Environnement a conclu que le projet, tel qu'il est décrit, n'est pas susceptible d'entraîner des effets environnementaux négatifs importants. De plus, la ministre de l'Environnement a demandé que l'Office, de concert avec le MPO, confirment la mise en oeuvre de toutes les mesures d'atténuation définies dans le RÉA. Elle a aussi recommandé que l'Office et le MPO conçoivent et exécutent un programme de suivi permettant de juger de l'efficacité des mesures d'atténuation prises et de vérifier l'exactitude de l'évaluation environnementale faite du projet.
La ministre de l'Environnement a également annoncé que, d'ici quelques mois, l'Agence demanderait, en son nom, des renseignements sur les mesures prises pour atténuer les effets environnementaux du projet ainsi que des précisions sur le programme de suivi instauré et ses résultats. Elle a expliqué que ces renseignements seraient utiles à l'Agence pour vérifier la conformité aux exigences de la LCÉE et déterminer si l'évaluation environnementale a su prédire correctement les effets du projet.
L'Office a examiné le RÉA ainsi que le plan d'action de la ministre de l'Environnement à ce propos. Il est d'avis que, sous réserve de l'application des mesures d'atténuation appropriées qui ont été définies dans le cadre de l'instance GH-1-97 ainsi que des conditions ci-jointes (voir l'Annexe II), le projet de prolongement vers PNGTS n'est pas susceptible d'entraîner des effets environnementaux négatifs importants.
L'Office assortirait tout certificat afin de s'assurer de la mise en oeuvre de toutes les mesures d'atténuation en ce qui concerne l'instance GH-1-97 et le RÉA (voir l'Annexe II).
L'Office mène son propre programme d'inspection et de suivi en matière d'environnement. Dans l'éventualité qu'un certificat soit délivré, l'Office mènerait ses propres inspections et vérifications, conformément à la législation pertinente et aux conditions d'approbation du projet. De plus, l'Office exigerait que TQM dépose des rapports environnementaux postérieurement à la construction dans les six mois suivant la date de mise en service de chaque installation approuvée ainsi que pour chacune des cinq saisons complètes de croissance subséquentes. L'Office exigerait aussi que TQM dépose des évaluations de la pollution par le bruit pour les deux postes de compression afin de s'assurer que les niveaux de bruit d'exploitation sont conformes aux normes provinciales (voir les conditions 16, 17 et 18 à l'Annexe II).
L'Office s'attend à ce que TQM respecte les exigences du MPO qui sont énoncées dans la lettre que celui-ci a adressée à l'Office le 18 février 1998 et qu'elle transmette les documents demandés en vertu des conditions 5, 6, 12, 16 et 17 à l'Annexe II des présents motifs de décision non seulement à l'Office mais aussi directement aux autorités compétentes du MPO, soit la Gestion de l'habitat du poisson et la Protection des eaux navigables.
Des questions socio-économiques ont été soulevées au cours de l'audience. Deux de ces questions sont analysées dans le présent document, soit les effets sur les services locaux et la sécurité, et les avantages économiques. Les autres questions d'ordre socio-économique, comme le bruit, les effets visuels, les intrusions, les méthodes de construction et les incidences sur la chasse et la pêche, sont traitées dans le RÉA.
Plusieurs intervenants ont soulevé des questions au sujet des effets négatifs possibles des installations proposées sur les services publics locaux, et notamment les effets sur les services médicaux et de protection. Les préoccupations soulevées avaient trait à l'accès aux services hospitaliers et ambulanciers dans les régions plus éloignées de l'Estrie. Selon les intervenants, les victimes de blessures consécutives à un incident lié au gazoduc pourraient attendre longtemps avant de recevoir des soins médicaux et d'être transportés par ambulance. Sur le plan des services de protection, on a fait état de la nécessité d'établir des plans d'intervention d'urgence ainsi que de former et d'équiper les pompiers volontaires en vue de leurs nouveaux rôles associés aux urgences pipelinières. Les intervenants se demandaient notamment qui serait chargé de la planification et qui assumerait les coûts liés à la planification d'urgence, à la formation, à l'équipement et aux interventions. En dernier lieu, les autres questions soulevées avaient trait aux effets de la construction sur la sécurité routière et les embouteillages ainsi qu'à l'hébergement disponible en Estrie en général et à East Hereford en particulier.
En ce qui a trait aux services hospitaliers et médicaux de base, TQM a soutenu que tous les services publics seraient offerts à un niveau acceptable dans un rayon approximatif de 40 km du corridor du pipeline. En outre, des installations hospitalières régionales sont situées le long du pipeline proposé, à Montréal, Longueuil, Saint-Hyacinthe et Sherbrooke. Selon TQM, le projet n'accroîtrait pas sensiblement la demande à l'égard des services médicaux. La compagnie s'est engagée à veiller à ce que ses entrepreneurs respectent le code provincial de santé et de sécurité, qui exige la prestation de services d'évacuation médicale pendant la construction. Comme TQM s'est engagée à concevoir, à construire et à exploiter le pipeline de manière à respecter une norme d'intégrité acceptable, on a jugé que les incidents étaient peu probables.
TQM s'est engagée à aider les municipalités à élaborer des plans d'intervention d'urgence et à dispenser au personnel des services de protection la formation voulue pour intervenir en cas d'incidents liés au gazoduc. TQM a affirmé qu'il ne serait probablement pas nécessaire d'obtenir du matériel spécial. TQM a également accepté de consulter la municipalité d'East Hereford sur la façon dont le réseau de communication de la compagnie pourrait être utilisé pour combler les lacunes du système de communications d'urgence de la municipalité.
La compagnie a pris également des engagements visant à éliminer ou minimiser les problèmes de circulation. Elle s'est engagée à vérifier ses plans et activités de transport avec le ministère des Transports du Québec et avec les municipalités, avant et pendant les travaux de construction. La compagnie a déclaré qu'elle se conformerait à tous les codes de la route afin d'éviter d'endommager les surfaces des routes et les structures. Tous les croisements de routes et de voies pavées se feraient au moyen du forage directionnel. En dernier lieu, TQM a soutenu que les travaux pipeliniers seraient exécutés rapidement et se dérouleraient sur une courte période dans chaque région visée.
Selon TQM, il existe suffisamment de logements commerciaux à proximité des chantiers de construction pour les tronçons Lachenaie-Boucherville et Boucherville-Waterloo. La compagnie a soutenu qu'il existait de nombreuses installations d'hébergement dans la grande région de Waterloo-East Hereford, qui s'étend de Granby à l'est jusqu'à Sherbrooke au nord, et jusqu'à la frontière canado-américaine au sud et à l'ouest. TQM a fait observer que par le passé, les travailleurs de la construction du Québec se sont installés dans des maisons motorisées et ont utilisé les terrains de camping quand ils travaillaient dans le cadre de projets pipeliniers. La compagnie a fait valoir que compte tenu de la présence de 250 ouvriers par groupe de construction de pipeline, il y aurait suffisamment d'installations de camping dans un rayon de 50 km des chantiers de construction, dans la région de Waterloo-East Hereford.
L'Office est convaincu que le processus de planification adopté par TQM a tenu compte des effets potentiels du projet sur les services communautaires locaux. De concert avec les municipalités touchées, les MRC et les autorités provinciales, TQM établirait des modalités pour éviter ou atténuer les problèmes d'embouteillage et pour planifier la mise en place de services adéquats d'intervention d'urgence une fois le pipeline en exploitation. La preuve déposée laisse croire qu'un niveau adéquat de services publics est offert à une distance raisonnable du corridor pipelinier. Les 750 travailleurs, divisés en trois groupes de construction, feraient un appel limité à ces services, y compris l'hébergement.
Au cours de l'audience, des points de vue divergents ont été exprimés au sujet de la réalisation attendue d'avantages considérables pour le Québec dans son ensemble et pour les régions de la province en particulier. Pour ce qui est des avantages globaux, les parties ont débattu de l'importance des avantages pour le Québec ainsi que de la question de savoir si le principal bénéficiaire serait le Nord-Est des É.-U., parce qu'environ 90 % du gaz naturel serait destiné à ce marché. Les intervenants ont également débattu du bien-fondé de la part des dépenses liées au projet qui reviendrait au Québec et de la question à savoir si TQM a pris suffisamment de mesures pour maximiser les avantages locaux. Les intervenants divergeaient d'opinion au sujet de l'ampleur des retombées avantageuses du projet de TQM sur le plan de la stimulation de nouvelles industries et de la compétitivité accrue de l'industrie en place.
Des intervenants (propriétaires fonciers, groupes d'intérêt public et groupes de protection de l'environnement) ont soutenu que le projet de TQM était de peu d'importance pour le Québec parce qu'il visait presqu'exclusivement à exporter du gaz aux É.-U. Selon eux, le projet procurerait peu d'avantages économiques au Québec compte tenu des perturbations importantes que subirait la population ainsi que des coûts appréciables sur le plan environnemental. Ils ont soutenu que, le cas échéant, les promoteurs du projet bénéficieraient de tous les avantages. Un intervenant a souligné que la canalisation serait achetée à l'extérieur du Québec et que les avantages locaux ne seraient donc pas maximisés.
Quelques intervenants ont déclaré que les retombées sous la forme de promotion de nouvelles industries n'étaient pas forcément reliées au projet et qu'elles pourraient être réalisées en prolongeant les réseaux de distribution de gaz déjà en place. Les représentants de l'Union des producteurs agricoles («UPA») de Saint-Hyacinthe ont fait valoir que pour améliorer la position concurrentielle de leurs entreprises agricoles, ils devaient avoir accès au gaz naturel.
A l'échelle locale ou régionale, plusieurs intervenants ont indiqué que le projet procurerait peu d'avantages à l'Estrie étant donné que les travailleurs de la construction proviendraient en très grande partie de l'extérieur de la région et que les travaux s'étendraient sur une période de six mois seulement. Selon les intervenants, les deux emplois dans le secteur de l'exploitation dans la région de Montréal et les six emplois semblables en Estrie ne constituent pas un avantage net. Ils étaient d'avis que les emplois locaux existants pourraient être éventuellement perdus si un accident environnemental avait des effets négatifs sur le tourisme, la foresterie, les pêches ou l'exploitation agricole. Selon eux, le projet pourrait nuire à l'investissement dans les activités basées sur les ressources de la région en raison de l'incertitude entourant ses effets environnementaux possibles.
Les intervenants étaient préoccupés par le fait que l'appui des municipalités en ce qui concerne les installations proposées était relié en partie à l'impôt foncier qu'elles escomptaient percevoir auprès de TQM. Selon eux, les installations pipelinières se déprécieraient au fil des ans et les recettes fiscales diminueraient. Ils ont également indiqué qu'à un moment donné, les coûts liés à la prestation des services, par exemple en cas d'incident, dépasseraient la contribution des installations pipelinières aux recettes fiscales municipales. En dernier lieu, certains intervenants ont fait valoir que le projet aurait pour effet d'abaisser la valeur de leur propriété.
Selon les parties en faveur du projet (promoteurs de projets, gouvernements locaux et régionaux, et le Québec), le projet constitue un volet essentiel d'une stratégie en matière d'énergie qui vise à élargir les choix énergétiques et à intégrer plus étroitement le Québec dans le marché nord-américain du gaz naturel. Ces parties ont également soutenu que le tracé du pipeline permettrait d'alimenter en gaz les régions non desservies de l'Estrie, comme Coaticook, et de corriger le problème actuel d'interruption de service en hiver dans l'Est québécois. Sans le volet «exportations», un pipeline desservant le sud-est de la province ne serait pas rentable à leur avis.
TQM a soutenu que les avantages sur le plan de la construction reviendraient en majeure partie au Québec et que seulement les matériaux et l'équipement spécialisés, qui ne sont pas offerts à l'échelle locale, seraient achetés à l'extérieur de la province. Même si les principaux entrepreneurs provenaient de l'extérieur du Québec, ils devraient censément former des alliances stratégiques avec les entreprises québécoises. Tous les soudeurs et les ouvriers spécialisés seraient des résidents du Québec, et les travailleurs et sous-traitants locaux seraient privilégiés, tout comme le serait l'achat de fournitures locales. Des nombres estimatifs de 400 années-personnes en emplois directs et de 1 500 années-personnes en emplois indirects seraient créés pendant les six mois de construction. Nonobstant un ensemble de politiques favorisant les avantages locaux, TQM n'a pas fourni de renseignements sur la mesure dans laquelle les dépenses liées au projet seraient faites au Québec. Même si la canalisation, les principaux entrepreneurs et les services spéciaux provenaient de l'extérieur du Québec, le gros de la main-d'oeuvre, des services et des fournitures serait d'origine québécoise.
TQM a estimé que les dépenses totales liées au projet qui seraient faites en Estrie, compte tenu du nombre de kilomètres de canalisation dans cette région, s'établiraient à environ 80 millions $. Même s'il s'agissait d'une estimation raisonnable, il a été impossible de déterminer quel pourcentage de ce montant serait versé aux travailleurs et aux fournisseurs locaux. La compagnie a affirmé que les retombées dépendraient en très grande partie de la capacité de chaque région de fournir les services requis, et elle a donné en exemple la région de Montréal qui fournit la majorité des soudeurs. Cela laisse croire que les régions moins urbanisées le long du tracé proposé ne seraient peut-être pas en mesure de fournir les services et que les avantages pour ces régions seraient donc moindres.
En réponse aux préoccupations des intervenants au sujet de la baisse éventuelle des recettes fiscales qu'une municipalité peut tirer d'un pipeline, TQM a soutenu que même si, en théorie, la valeur d'un pipeline peut fléchir au fil des ans, en pratique, des améliorations sont constamment apportées. Par conséquent, en général, les installations conservent leur valeur initiale au fil des ans. TQM a estimé qu'elle paierait des taxes municipales de 1,5 million $ par année pour les installations pipelinières proposées.
En réponse aux intervenants qui craignaient que la valeur de leur propriété ne baisse en raison de la proximité d'un pipeline, TQM a affirmé que selon l'expérience qu'elle a acquise dans le cadre d'autres projets, la présence d'un pipeline n'a pas d'effets sur la valeur des propriétés. La compagnie a également fait remarquer que de l'avis des experts en évaluation, il n'y a généralement pas de baisse de la valeur foncière.
Ayant soupesé les éléments de preuve déposés au sujet des avantages globaux du projet, l'Office croit que les avantages seraient importants, notamment aux échelles nationale et provinciale. A l'échelle nationale, les installations proposées de TQM offriraient aux producteurs de gaz canadiens un accès accru au marché en expansion du Nord-Est des É.-U. Il y aurait aussi des avantages nationaux sur le plan de la fabrication des conduites et de la fourniture de services pipeliniers spécialisés.
Les dépenses liées au projet, qui sont estimées à environ 274 millions $, seraient faites en majeure partie au Québec, et elles auraient un impact positif à court terme sur le secteur de la construction. L'élimination des interruptions du service de gaz en hiver, l'alimentation de nouvelles régions et la hausse des recettes fiscales municipales nettes constitueraient également des incidences positives du projet.
L'Office fait remarquer qu'il est difficile de tirer une conclusion au sujet de la répartition régionale des avantages. Comme nous l'avons indiqué précédemment, TQM a fait part de ses doutes concernant la capacité de certaines régions de fournir les services de construction nécessaires. TQM doit, comme elle a laissé entendre qu'elle le ferait à l'audience, surveiller étroitement l'embauche locale et prendre les mesures correctrices voulues. Elle doit faire de même dans le cas de l'acquisition des biens et des services locaux. La tribune idéale pour l'examen des résultats des engagements pris par la compagnie sur le plan des avantages locaux serait les comités de vigilance qui sont proposés, parce que ces comités sont censés régler les questions locales et établir des relations entre la compagnie et la collectivité.
L'Office fait observer que, suite aux remarques de l'UPA de Saint-Hyacinthe à l'audience, une entente est intervenue entre celle-ci, Gaz Métropolitain et la Régie de l'énergie en vue de donner accès au gaz naturel à un certain nombre d'exploitants agricoles dans le but de rendre leurs opérations plus concurrentielles.
En ce qui a trait aux préoccupations relatives à la baisse des recettes fiscales municipales au fil des ans, l'Office croit qu'un pipeline n'est pas différent des autres secteurs d'activité où les installations peuvent se déprécier avec le temps si des améliorations ne sont pas apportées. En général, toutefois, des améliorations sont faites, et les installations continuent d'être utilisées bien après la période prévue à l'origine.
L'Office n'a pas été convaincu par la preuve des intervenants portant que la présence du pipeline proposé aurait pour effet d'abaisser la valeur des propriétés foncières.
L'Office prend note de l'argument voulant que les installations pipelinières projetées pourraient compromettre l'intégrité de l'environnement et que les décisions en matière d'investissement prises par les entreprises dont les activités sont axées sur l'exploitation du milieu dépendraient de la perception de ce risque. L'Office fait remarquer : que la probabilité d'un incident entraînant des dommages environnementaux négatifs importants est faible; que, le cas échéant, ces dommages seraient limités et localisés; et que la compagnie dispose des immobilisations et des assurances voulues pour remédier aux dommages ou verser des indemnités. L'Office ne croit pas que la présence du pipeline serait un facteur déterminant dans les décisions de la plupart des investisseurs au sujet des projets tributaires de la qualité de l'environnement.
La plupart des discussions au sujet des questions foncières sont analysées dans le RÉA. Trois questions sont examinées dans les présents motifs de décision : la largeur de l'emprise requise (section 4.4.1); l'approbation du tracé, y compris la question de l'approbation du tracé privilégié et du tracé de rechange (section 4.4.2); et les exigences relatives à la zone de 30 m (section 4.4.3).
Dans sa demande, TQM a affirmé qu'elle aurait besoin d'une emprise permanente de 23 m de largeur sur toute la longueur du pipeline proposé entre Lachenaie et East Hereford. TQM a affirmé également qu'elle aurait besoin d'un chantier temporaire de 10 m de largeur ainsi que d'une aire de manoeuvre supplémentaire pour le croisement des cours d'eau, des routes et des voies ferrées.
Dans ses remarques d'introduction à Magog-Orford, TQM, citant plusieurs facteurs, a établi que dans les zones agricoles, une emprise de 23 m de largeur est nécessaire pour la construction du pipeline. Toutefois, TQM a déclaré que dans les zones boisées, elle limiterait le déboisement à un corridor de 18 m de largeur si possible, en acquérant toutefois une emprise de 23 m de largeur.
TQM a soutenu qu'un pipeline de 610 mm de diamètre est nécessaire pour acheminer le gaz naturel de Lachenaie à East Hereford. TQM a déclaré que le diamètre de la conduite et la largeur de l'emprise sont reliées. La machinerie lourde utilisée pour creuser une tranchée assez profonde pour recevoir une conduite de 610 mm, transporter les tronçons et procéder à l'abaissement de la canalisation serait imposante et nécessiterait une aire de manoeuvre considérable pour fonctionner en toute sécurité. Une fois le pipeline en place, il faudrait encore une emprise de 23 m de largeur pour procéder à l'entretien en toute sécurité, ce qui peut nécessiter la mise au jour de sections du pipeline.
TQM a affirmé que dans les zones agricoles, il faut, pour protéger la terre végétale, séparer les déblais des andains de terre végétale, ce qui augmente la largeur de l'emprise nécessaire. Dans le cas des zones boisées, toutefois, TQM a expliqué que la protection de la terre végétale n'est pas en jeu de sorte qu'elle peut réduire à 18 m la largeur requise pour construire le pipeline en toute sécurité. Si, dans les zones boisées, TQM avait besoin d'un corridor de plus de 18 m de largeur pour une raison quelconque (présence de terre végétale, zones humides et capacité portante du sol limitée), elle pourrait utiliser les 5 m restants de l'emprise acquise.
La figure 4.1 montre la largeur proposée des emprises par TQM dans les zones agricoles et les zones boisées.
En raison des effets possibles sur les propriétaires fonciers touchés, les terres requises (pour servitude ou chantier temporaire) pour la construction du pipeline intéresse l'Office. L'Office juge que les besoins prévus de TQM en servitudes et en chantiers temporaires sont raisonnables et justifiés.
L'Office accepte l'engagement pris par TQM de limiter le déboisement dans les zones boisées à un corridor de 18 m de largeur, lorsque possible, tout en maintenant une emprise permanente de 23 m. L'Office accepte aussi que TQM puisse déboiser l'emprise sur toute sa largeur (23 m) dans les zones humides, les zones où la couverture végétale doit être protégée et les zones où la capacité portante du sol est limitée.
Pour ce qui est de la MRC de Memphrémagog, TQM a mis de l'avant, en plus du tracé proposé à l'origine, deux tracés de rechange définis dans les secteurs de Stukely-Sud/Austin et de la route 55; ces tracés sont décrits en détail dans le RÉA. Au cours de l'argumentation finale, TQM a demandé que l'Office approuve à la fois le tracé initial et les deux tracés de rechange, mais a exprimé une nette préférence pour les seconds. Cette demande était conditionnelle à l'obtention par TQM des autorisations requises.
Compte tenu de la forte opposition à l'égard du tracé initial proposé dans la MRC de Memphrémagog et de la préférence de TQM pour les tracés de rechange passant dans les secteurs de Stukely-Sud/Austin et de la route 55, l'Office juge qu'il ne devrait approuver que les tracés de rechange et rejeter le tracé initial proposé.
Le paragraphe 112(1) de la Loi sur l'ONÉ, sous réserve du paragraphe 112(5), réglemente la construction d'installations qui passent par, sur ou sous un pipeline, ou longent celui-ci, ainsi que les travaux d'excavation effectués à l'aide d'équipement motorisé ou d'explosifs dans un rayon de 30 m d'une emprise pipelinière (voir la figure 4.2). Plusieurs propriétaires fonciers ont affirmé qu'ils avaient été informés de la zone de 30 m au cours du programme de préavis public de TQM.
Largeur proposée des emprises
Emprise et zone de 30 m
Un intervenant a déclaré que la première mention de la zone de 30 m a été faite dans le cadre du séminaire d'information organisé par l'Office en septembre 1997. D'autres intervenants ont affirmé qu'ils avaient cru à tort que le paragraphe 112(1) autorisait TQM à acquérir des terrains supplémentaires. Plusieurs propriétaires fonciers ont affirmé que ce n'est qu'à la fin de la période de consultation publique qu'ils avaient été informés de l'existence de la zone de 30 m de chaque côté de l'emprise pipelinière. Un propriétaire a déclaré qu'un de ses voisins, dont la propriété chevauchait la zone de 30 m mais non l'emprise, n'avait pas été avisé de l'existence de cette zone. Des intervenants se sont demandés à quel moment tous les propriétaires seraient informés des exigences de l'article 112 de la Loi sur l'ONÉ. Ils étaient également préoccupés par le fait que le paragraphe 112(1) les obligeait à demander une autorisation avant de procéder à des travaux d'excavation ou de construction à moins de 30 m de l'emprise pipelinière, laquelle limiterait leurs droits de propriété.
TQM a indiqué que la question de la zone de 30 m a été soulevée lors des séances d'information publiques tenues dans le cadre des audiences du Bureau d'audiences publiques sur l'environnement et de la Commission de protection du territoire agricole du Québec, ainsi qu'au cours des visites aux propriétaires fonciers. Cependant, TQM a ajouté qu'elle peut ne pas avoir rencontré certains propriétaires au début du programme de consultation. Pour corriger cette situation, TQM a affirmé que lorsque le tracé serait définitif, les propriétaires dont la propriété se trouve dans la zone de 30 m seraient informés des exigences de l'article 112 de la Loi sur l'ONÉ.
En ce qui a trait aux commentaires des intervenants au sujet de l'obligation de demander l'autorisation lorsqu'ils envisagent des travaux d'excavation ou de construction dans un rayon de 30 m de l'emprise pipelinière, TQM a répondu que le pipeline est protégé par une disposition de la Loi sur l'ONÉ et par le Règlement sur le croisement de pipelines, parties I et II, de l'Office national de l'énergie (le «Règlement sur le croisement de pipelines») qui vise à assurer le croisement en toute sécurité des pipelines.
Au cours de l'audience, nombre de propriétaires fonciers ont avisé l'Office qu'ils n'avaient pas été mis au fait de la zone de 30 m. Par conséquent, l'Office a envoyé une demande de renseignements à TQM pour connaître sa politique en matière d'information des propriétaires fonciers relativement aux exigences de l'article 112 de la Loi sur l'ONÉ. Dans sa réponse, TQM a affirmé qu'à ce jour, elle n'avait pas encore communiqué individuellement ces exigences aux propriétaires fonciers et locataires le long de l'emprise projetée. TQM a affirmé que lorsque le tracé définitif serait choisi et approuvé et que les travaux de construction du pipeline seraient commencés, elle ferait part de ces exigences à tous les propriétaires et occupants.
Le but premier de l'article 112 de la Loi sur l'ONÉ, y compris le Règlement sur le croisement de pipelines, est d'assurer la sécurité de la population ainsi que l'exploitation sécuritaire des pipelines relevant de la compétence de l'Office. La zone de 30 m est une exigence législative visant à protéger le pipeline contre des dommages par des tiers de nature à affecter l'environnement et à mettre la population en danger. Ces dispositions n'accordent pas de droits de propriété et n'empêchent pas les propriétaires de mener la plupart des activités sur leur propriété.
En ce qui a trait à l'obligation pour les propriétaires de demander une autorisation avant de mener des travaux d'excavation ou de construction dans un rayon de 30 m des limites de l'emprise, l'Office insiste sur le fait que cette exigence vise à protéger les personnes travaillant à proximité du pipeline. Le Règlement sur le croisement de pipelines décrit les mesures qu'une tierce partie et la compagnie pipelinière doivent prendre pour protéger le pipeline et, subséquemment, le public et l'environnement, contre les dommages pouvant découler de travaux non autorisés d'excavation ou de construction.
La zone de sécurité de 30 m ne doit pas être confondue avec l'emprise acquise par la compagnie pipelinière pour la construction, l'exploitation et l'entretien de son pipeline. Sur l'emprise, il est interdit aux propriétaires fonciers de mener de nombreuses activités, et la compagnie pipelinière acquiert des droits de propriété en vertu de la convention de servitude. Par contre, dans la zone de 30 m, la compagnie pipelinière ne détient aucun droit de propriété, et leurs propriétaires peuvent continuer de mener leurs activités habituelles, sous réserve des dispositions de l'article 112 de la Loi sur l'ONÉ et du Règlement sur le croisement de pipelines pris en vertu de cette loi.
En ce qui a trait à la communication, aux propriétaires fonciers touchés, des exigences du paragraphe 112(1) de la Loi sur l'ONÉ, l'Office est d'avis que le processus de notification aurait pu être meilleur. L'Office se serait attendu à ce que TQM ait informé les propriétaires de l'existence de la zone de 30 m au début des consultations publiques et du processus d'acquisition des terres de manière qu'ils aient la possibilité de faire état de leurs préoccupations au moment de l'établissement du tracé détaillé. Par conséquent, l'Office ordonne à TQM d'informer les propriétaires dont la propriété se trouve dans la zone de 30 m des exigences du paragraphe 112(1) de la Loi sur l'ONÉ avant de déposer les plans, profils et livres de renvoi, et de signifier et publier les avis exigés aux termes des alinéas 34(1)a) et b) de la Loi sur l'ONÉ.
Questions relatives aux droits
5.1 Méthode de conception des droits
TQM a proposé que les droits applicables aux volumes acheminés par le prolongement vers PNGTS soient calculés selon la méthode des droits intégrés. A cette fin, TQM a demandé que le point de livraison Waterloo, ainsi que les autres points de livraison éventuels entre Lachenaie et East Hereford, soient inclus dans la description de la zone de l'Est de TransCanada aux fins de l'établissement des droits. Les droits applicables aux volumes livrés à East Hereford seraient établis conformément à la méthode de calcul des droits point à point qui est actuellement appliquée aux exportations de TransCanada.
En ce qui a trait au coût des installations visées par l'entente de plafonnement des coûts conclue avec Gaz Métropolitain, TQM a proposé d'intégrer le coût réel engagé jusqu'à concurrence de 256,8 millions $. Au sujet du coût des installations non visées par l'entente, TQM a proposé d'intégrer le coût réel engagé.
TQM et TransCanada ont invoqué les raisons suivantes, issues de la preuve à l'appui de l'intégration des droits et de l'ajout des points de livraison du marché intérieur le long du prolongement vers PNGTS à la zone de l'Est de TransCanada :
 la capacité pipelinière de TransCanada et la capacité que celle-ci a réservée par contrat sur le réseau de TQM sont entièrement intégrées;
 le prolongement vers PNGTS n'est pas dissociable des autres tronçons du réseau intégré TransCanada-TQM, et les droits applicables au prolongement devraient être calculés de la même façon que pour les autres tronçons;
 le prolongement vers PNGTS desservirait plusieurs clients, comme c'est le cas des autres embranchements latéraux;
 les droits applicables aux latéraux desservant les marchés intérieurs et les marchés d'exportation devraient être déterminés de la même manière; le pays d'origine ou la destination du gaz ne saurait justifier un traitement tarifaire différent en vertu de la loi en vigueur;
 le prolongement vers PNGTS ne serait pas utilisé pour offrir un service sur mesure; il servirait à offrir des services réguliers de transport garanti et de transport interruptible comme ceux qui sont offerts sur le réseau pipelinier intégré TransCanada-TQM dans son ensemble;
 le prolongement vers PNGTS offrirait aux autres clients du service garanti un point d'accès supplémentaire pour faciliter le détournement de volumes de gaz ou l'affectation de capacité de transport garanti vers le marché secondaire, haussant ainsi la valeur des droits d'accès des expéditeurs au service garanti;
 la demande ne présente aucune des trois conditions en vertu desquelles il pourrait être indiqué d'appliquer des droits différentiels, à savoir : (i) il n'y aucune proposition visant à traiter tous les latéraux de la même manière, sans distinction aucune, en établissant des droits différentiels pour chacun; (ii) le prolongement vers PNGTS n'est pas un latéral construit exclusivement pour un seul client ou une seule usine, et (iii) le prolongement vers PNGTS ne vise pas à fournir un service sur mesure;
 si les droits applicables aux volumes acheminés aux points de livraison intérieurs sur le prolongement vers PNGTS étaient calculés sur une base différentielle, selon le moment de la mise en service et les coûts de l'agrandissement, les clients futurs pourraient payer des droits beaucoup plus bas que les droits payés par les clients précédents;
 les coûts liés au prolongement vers PNGTS, s'ils sont intégrés, ont une incidence négligeable sur le droit applicable à la zone de l'Est de TransCanada;
 la confiance de l'industrie dans un traitement réglementaire uniforme serait minée si l'Office dérogeait à sa pratique habituelle et de longue date qui consiste à appliquer la méthode des droits intégrés quand le demandeur a démontré que le service en question n'est pas unique;
 rien ne distingue particulièrement les livraisons tant aux marchés intérieurs qu'à l'exportation par le prolongement vers PNGTS des livraisons sur longue distance aux autres points de livraison intérieurs et à l'exportation dans l'Est canadien.
A mesure que l'audience progressait, les parties intéressées se sont penchées davantage sur le bien-fondé d'intégrer la totalité des coûts du prolongement entre Lachenaie et East Hereford, étant donné qu'Union estimait que le prolongement vers PNGTS aurait pu avoir été construit jusqu'à un point situé sur la frontière internationale près de Highwater (Québec).
Selon Union, des droits intégrés devraient s'appliquer aux agrandissements du réseau de TransCanada, y compris les latéraux servant à l'exportation, mais seulement dans la mesure où l'agrandissement est réalisé au plus bas coût raisonnable dans le contexte du projet de TQM. De l'avis d'Union, l'option la moins dispendieuse aurait été pour TransCanada d'agrandir et de prolonger son réseau existant du point de livraison Sabrevois, sur le prolongement Saint-Mathieu, jusqu'à un nouveau point d'exportation à Highwater. Selon Union, le tracé Sabrevois-Highwater était une solution de rechange viable qui a été abandonnée pour des raisons commerciales américaines. Union a fait valoir que le choix d'East Hereford comme point d'exportation ne procurait pas aux expéditeurs de TransCanada des avantages en sus de ceux que pouvait offrir le point de livraison Highwater.
Union a proposé une autre méthode de conception des droits qui prévoyait la perception de frais supplémentaires dus au tracé établis en fonction des coûts excédant ceux de l'option la moins dispendieuse. Union a affirmé que ce supplément serait recouvré auprès des parties qui tireraient des avantages de ce tracé particulier et de la taille du pipeline, soit les expéditeurs de PNGTS et Gaz Métropolitain.
TQM a demandé à l'Office d'appliquer aux installations proposées la même méthode de calcul des droits que celle qui a été appliquée à d'autres points de livraison semblables sur le réseau intégré de TransCanada. De l'avis de TQM, sa proposition est tout à fait conforme aux décisions antérieures de l'Office, y compris les décisions GH-5-89 et GH-R-1-92 visant le prolongement Blackhorse. TQM a fait valoir que la preuve consignée montre que le tracé jusqu'à Highwater n'est pas une solution de rechange viable et ne peut pas servir de fondement pour la proposition d'Union. La méthode de calcul des droits proposée par TQM pour le prolongement vers PNGTS a reçu l'appui de l'ACPP, de The Consumers' Gas Company («Consumers'»), de PNGTS, de TransCanada, de la province du Nouveau-Brunswick et du Procureur général du Québec.
Selon l'ACPP, la décision de modifier le tracé du projet de PNGTS aux É.-U. a été une décision difficile qui n'a pas été prise à la légère et qui était raisonnable dans les circonstances. L'ACPP a conclu que les coûts supplémentaires engagés par suite du changement du point d'exportation de Highwater à East Hereford sont raisonnables et ne justifient pas l'imposition de frais supplémentaires dus au tracé comme Union l'a laissé entendre.
Consumers' a appuyé le prolongement de la zone de l'Est de manière à inclure le point de livraison Waterloo, et d'autres points à venir le long du prolongement vers PNGTS, ainsi que l'ajout d'East Hereford comme point d'exportation aux fins de l'établissement des droits. Consumers' s'est opposée à la proposition faite par Union concernant l'imposition de frais supplémentaires dus au tracé. Elle a fait valoir qu'il ne serait pas raisonnable d'utiliser le tracé Sabrevois-Highwater aux fins de l'établissement des droits, étant donné que l'adoption par la FERC de son Final Environmental Impact Statement (version définitive de l'énoncé des incidences environnementales) a effectivement interdit le tracé Highwater-Portland du côté américain. Consumers' a également pressé l'Office de tirer dans le cas présent les mêmes conclusions que dans la cause GH-R-1-92 visant la révision de sa décision concernant le prolongement Blackhorse. Dans cette décision, l'Office a tenu compte de l'intégration des installations de Blackhorse avec les autres installations du réseau de TransCanada ainsi que de la nature du service qui serait fourni par les installations projetées pour statuer en faveur de droits intégrés.
PNGTS a fait valoir que le changement de tracé en faveur d'East Hereford au lieu de Highwater était pertinent et que cette décision avait été prise seulement après avoir examiné plusieurs questions touchant l'environnement et la réglementation dans l'État du Vermont et tenu compte des nouveaux débouchés qui se développaient dans le nord du New Hampshire. Parmi les enjeux environnementaux examinés, il y avait la nécessité de recourir à des techniques de construction spéciales aux points de franchissement de cours d'eau pour aménager une canalisation juxtaposant une conduite en exploitation, ainsi que le manque de cohérence entre les exigences de la FERC et de l'État du Vermont sur le plan de la conformité environnementale.
De l'avis de PNGTS, les faits examinés dans le cadre de la révision de la décision visant le prolongement Blackhorse sont semblables à ceux qui sont analysés dans la présente instance. PNGTS a affirmé qu'aucune demande n'est présentée en vue de la construction de nouvelles installations pipelinières aux É.-U. jusqu'à Highwater, tout comme il n'y avait pas de demande visant l'aménagement de nouvelles installations aux É.-U. jusqu'à Niagara Falls (État de New York) dans le cas de Blackhorse. PNGTS a affirmé qu'il est juste et pertinent d'appliquer des droits intégrés sur le réseau de TransCanada dans le cas du prolongement vers PNGTS, et elle était en désaccord avec la position d'Union selon laquelle le cas d'East Hereford est fondamentalement différent de celui de Blackhorse.
TransCanada a énoncé les raisons pour lesquelles le prolongement vers PNGTS ne pouvait pas commencer à Highwater et a indiqué pourquoi East Hereford a été choisie comme point d'exportation. TransCanada a fait valoir que les frais supplémentaires dus au tracé proposés par Union n'étaient pas sensés parce que Highwater n'était pas une solution de rechange viable. TransCanada a pressé l'Office d'approuver la décision d'aménager le prolongement de Lachenaie à East Hereford en délivrant un certificat à l'égard des installations et en approuvant la méthode de tarification basée sur des droits intégrés, tel que proposé.
La province du Nouveau-Brunswick a appuyé la méthode des droits intégrés proposée par TQM et a demandé qu'advenant qu'il accepte cette proposition, l'Office joigne à sa décision certains principes et précédents à l'appui de la méthode de calcul des droits appliquée à TQM. La province a indiqué que ces précédents devraient être repris de manière à ce que TransCanada, ses expéditeurs et les marchés potentiels de l'Est québécois et des Maritimes soient au fait des principes que l'Office applique. La province du Nouveau-Brunswick a également demandé à l'Office de statuer que certaines questions touchant la politique de TransCanada en matière d'agrandissements ou de services par des tiers doivent être clarifiées, et elle a demandé que TransCanada et peut-être TQM abordent ces questions dans le cadre d'une instance future.
Le Procureur général du Québec a appuyé l'adoption de droits intégrés pour les installations visées par la demande ainsi que l'inclusion dans la zone de l'Est des nouveaux points de livraison par ces installations. Il a souligné que seule Union s'est opposée à l'intégration complète des droits. Le Procureur général du Québec a également souligné que le réseau de TQM a toujours été considéré comme faisant partie intégrante du réseau de TransCanada. Il a indiqué que tout expéditeur empruntant les installations visées par la demande doit utiliser les installations en amont sur le réseau de TransCanada. A cet égard, le Procureur général du Québec a laissé entendre que les installations visées par la demande présentent de grandes similitudes avec le prolongement Blackhorse, qui fait partie intégrante du réseau de TransCanada. Il a fait valoir qu'il n'y a aucune raison d'appliquer aux points de livraison Waterloo et East Hereford une méthode de conception des droits différente de celle qui vise les autres points de la zone de l'Est.
L'opinion et les principes antérieurs de l'Office au sujet de l'application de droits intégrés au lieu de droits différentiels ont été clairement énoncés dans des décisions précédentes, notamment les décisions GH-2-87 et GH-5-89 et, dans le cas des latéraux à l'exportation, la décision GH-R-1-92. L'Office constate que les points qui sont inclus dans la preuve de TQM et de TransCanada et qui sont mentionnés ci-dessus sont conformes aux principes adoptés antérieurement par l'Office. L'Office fait remarquer également qu'aucune partie n'a contesté ces principes à la présente instance.
Aucune partie à l'instance n'a plaidé en faveur de droits différentiels. Les intervenants se sont plutôt penchés sur le montant intégré qui devrait être approuvé à des fins d'inclusion dans les droits de TransCanada à la lumière de la décision prise de changer le point d'exportation de Highwater à East Hereford.
De l'avis de l'Office, il y a de nettes similitudes entre les circonstances du prolongement vers PNGTS et celles du prolongement Blackhorse. Les deux facteurs dont l'Office a tenu compte au cours de l'instance sur le prolongement Blackhorse sont importants dans le cas présent. Ce sont : (1) la mesure dans laquelle le prolongement vers PNGTS serait intégré au reste du réseau de TransCanada, et (2) la nature du service qui serait fourni par les installations proposées, par rapport au service offert par le reste du réseau de TransCanada.
En ce qui a trait au premier facteur, aucune partie n'a contesté le fait que le prolongement vers PNGTS serait intégré au reste du réseau de TransCanada. En effet, ce prolongement ne pourrait pas être exploité isolément car il doit être utilisé de concert avec d'autres installations sur le réseau intégré TransCanada-TQM. L'Office est convaincu que le prolongement vers PNGTS serait intégré au reste du réseau de TransCanada.
En ce qui touche le deuxième facteur, exception faite des frais supplémentaires liés à la pression de livraison à East Hereford, les services qui seraient fournis par le prolongement vers PNGTS seraient tout à fait identiques aux services réguliers de transport garanti et de transport interruptible qui sont offerts sur le reste du réseau intégré TransCanada-TQM. Ces services seraient offerts conformément aux exigences du tarif en vigueur et ne seraient pas classés comme des services sur mesure.
En résumé, l'Office juge que le prolongement vers PNGTS ferait partie intégrante du réseau intégré de TransCanada et que la nature du service qui serait offert par les installations proposées serait semblable à celle des services offerts sur le reste du réseau de TransCanada.
Concernant la proposition d'Union visant l'imposition de frais supplémentaires dus au tracé, l'Office est d'accord avec les parties qui ont fait valoir qu'il serait déraisonnable d'utiliser le point d'exportation Highwater aux fins d'établissement des droits étant donné qu'aucune proposition visant la construction d'installations de réception à cet endroit n'a été présentée.
Aussi, en réponse à la demande de la province du Nouveau-Brunswick, l'Office n'est pas convaincu, à ce moment-ci, que des clarifications s'imposent au sujet de la politique de TransCanada en matière d'agrandissements et de services par des tiers.
5.2 Droit lié à la pression de livraison
TQM livrerait le gaz à East Hereford à une pression minimale de 6 430 kPa au cours de la première année d'exploitation et à une pression minimale de 8 650 kPa au cours de la deuxième année d'exploitation. Comme ces pressions minimales sont supérieures à la pression minimale prévue du tarif de transport de TQM, celle-ci a proposé d'appliquer des frais supplémentaires liés à la pression de livraison aux volumes livrés à East Hereford. Ces frais supplémentaires seraient recouvrés auprès des expéditeurs à East Hereford en vertu du tarif de TransCanada.
La pression minimale de livraison qui est prévue à l'entente sur les services pipeliniers conclue entre TQM et TransCanada est de 4 000 kPa au point de livraison Saint-Maurice, et de 2 800 kPa aux autres points de livraison. Suite à une demande de Gaz Métropolitain visant une pression supérieure, TransCanada a demandé à TQM de fournir une pression de livraison minimale de 4 000 kPa à tous les points de livraison situés sur le réseau de TQM. TQM a acquiescé à la demande de TransCanada, et l'entente sur les services conclue entre les deux compagnies sera modifiée à cet effet et déposée devant l'Office une fois achevée. Conformément à la modification proposée, TQM entend appliquer des frais supplémentaires liés à la pression de livraison pour les livraisons faites à East Hereford à une pression supérieure à 4 000 kPa.
Pour établir le coût du service en fonction duquel ces frais supplémentaires seraient calculés, TQM a indiqué qu'elle inclurait les installations utilisées pour fournir une pression supérieure dans une base tarifaire distincte. Tenant pour acquis que les volumes à l'exportation s'établissent à 4,31 106m3/j (152,2 106pi3/j) au cours de l'année d'exploitation 1998-1999, TQM inclurait dans cette base tarifaire distincte :
 le coût de l'épaisseur supplémentaire de la paroi de canalisation nécessaire pour faire passer la pression maximale permise de service du pipeline de 7 070 kPa à 9 930 kPa;
 la part proportionnelle du coût du compresseur de Lachenaie;
 la part proportionnelle des frais d'exploitation et d'entretien pertinents.
En tenant pour acquis que les volumes à l'exportation s'établissent à 5,95 106m3/j (210 106pi3/j) au cours de l'année d'exploitation 1999-2000, TQM inclurait dans cette base tarifaire distincte:
 le coût de l'épaisseur supplémentaire de la paroi de canalisation nécessaire pour faire passer la pression maximale de service du pipeline de 7 070 kPa à 9 930 kPa;
 le coût du compresseur de 3,2 MW à East Hereford;
 le coût du refroidisseur complémentaire à Lachenaie;
 les frais d'exploitation et d'entretien pertinents.
Selon M&NE, les pénalités ou frais associés aux livraisons à contre-courant assurées par d'autres pipelines suite à une PUC au Canada devraient être recouvrés auprès des expéditeurs à East Hereford si ces livraisons à contre-courant étaient reliées à une pression de livraison supérieure à la pression régulière prévue au tarif.
M&NE craignait que les coûts réels de prestation du service de pression de livraison ne soient faussés du fait que seules les installations les moins dispendieuses seraient comprises dans le droit lié à la pression de livraison. Par exemple, si un compresseur et un refroidisseur complémentaire sont nécessaires pour assurer ce service, M&NE a affirmé que les frais facturés devraient inclure le coût de toutes les installations connexes, et pas seulement celui des installations les moins dispendieuses.
M&NE a indiqué que les deux nouveaux compresseurs de 6,3 MW que TransCanada installera à sa station 148 sont nécessaires pour hausser la pression au niveau requis par PNGTS au point de livraison d'East Hereford. Selon M&NE, les coûts de ces compresseurs à la station 148 devraient être imputés aux parties qui sollicitent des services à East Hereford.
Union a appuyé l'argument de M&NE concernant le droit applicable à la pression de livraison. Elle craignait que les coûts réels du service de pression de livraison à East Hereford ne soient pas pris en compte si l'Office autorisait l'exclusion de certaines installations qui sont requises pour la prestation de ce service.
TransCanada a indiqué qu'elle entendait se conformer à la méthode en vigueur pour le calcul du droit applicable à la pression de livraison, faisant observer qu'aucune partie n'a contesté cette méthode. TransCanada a soutenu que l'enjeu pertinent était l'application correcte de la méthode et a laissé entendre que cette question devrait faire l'objet d'une instance future.
TransCanada a indiqué que les deux nouveaux compresseurs de 6,3 MW qui seraient installés à la station 148 sont nécessaires pour maintenir la pression prévue au tarif le long des points de livraison existants de la compagnie à partir du réseau de TQM.
L'Office a examiné dans une optique générale la question des frais supplémentaires liés à la pression de livraison sur le réseau de TransCanada au cours de l'audience GH-2-87. Dans ses Motifs de décision GH-2-87, l'Office a exprimé le point de vue que la prestation d'une pression de livraison excédant la pression minimale prévue au tarif constitue un service de transport séparé et distinct. Conformément aux principes de la causalité des coûts et du paiement par l'usager, l'Office a affirmé que les expéditeurs qui utilisent ce service et en profitent devraient être tenus d'assumer les frais supplémentaires connexes pour éviter tout interfinancement indu par les autres payeurs de droits.
Par suite de la décision GH-2-87, qui a été modifiée subséquemment par la décision RH-1-88, la méthode actuelle de conception du droit applicable à la pression de livraison exige que les coûts supplémentaires liés à la prestation de ce service soient recouvrés au moyen d'un droit différentiel à deux composantes.
La composante «demande» du droit applicable à la pression de livraison devrait permettre de recouvrer les coûts fixes de propriété et d'exploitation des installations qui sont nécessaires ou sont jugés nécessaires pour faire passer la pression de :
(a) la valeur la plus élevée de :
(i) 4 000 kPa, ou
(ii) la pression courante de canalisation qui serait requise en tous temps (y compris dans les conditions de PUC) en l'absence de l'obligation de pression supplémentaire;
(b) la pression minimale garantie demandée.
La composante «produit» du droit applicable à la pression de livraison devrait permettre de recouvrer le coût de l'énergie requise par le compresseur utilisé pour élever la pression du gaz livré au niveau demandé.
Les expéditeurs utilisant un point de livraison où la pression de livraison garantie est supérieure à la pression minimale prévue au tarif doivent payer le droit applicable à la pression de livraison.
L'Office est d'avis que la méthode appropriée de conception du droit lié à la pression de livraison qui devrait s'appliquer dans le cas présent est celle qui est décrite ci-dessus. L'application de cette méthode est assujettie au dépôt devant l'Office de la version modifiée de l'entente sur les services conclue entre TransCanada et TQM, avant la date de mise en service des installations projetées.
L'Office constate qu'aucune partie n'a proposé des changements à la méthode de conception des droits en vigueur pour le service de pression de livraison, car le débat a été axé essentiellement sur l'application de la méthode plutôt sur la méthode elle-même. Dans le cas présent, toutefois, l'Office n'est pas disposé à déterminer quelles installations particulières devraient être intégrées dans le coût du service aux fins de l'établissement des droits. L'application de la méthode de conception des droits ainsi que le droit en découlant, s'ils suscitent des différends, pourraient faire l'objet d'une instance aux termes de la partie IV de la Loi sur l'ONÉ.
L'Office examine la faisabilité économique des installations pipelinières en déterminant si les installations projetées seront vraisemblablement utilisées à un niveau raisonnable pendant leur durée de vie économique et si les frais liés à la demande seront payés. Dans le cadre de son examen, il tient compte de plusieurs facteurs, dont l'approvisionnement, les marchés et les contrats; tous ces facteurs ont été traités dans la preuve produite par TQM.
En ce qui a trait à l'approvisionnement, TQM a soumis un rapport préparé par Sproule, intitulé The Future Natural Gas Supply Capability of the Western Canada Sedimentary Basin 1996-2018 (La capacité future d'approvisionnement en gaz naturel du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien, 1996-2018), lequel démontre que l'approvisionnement en gaz naturel à long terme sera vraisemblablement suffisant pour permettre aux installations visées par la demande d'être utilisées à un niveau raisonnable au cours de leur durée de vie économique.
Concernant les marchés, TQM a présenté plusieurs prévisions de la demande de gaz à long terme pour démontrer la nature à long terme de la demande dans les marchés qui seraient desservis par les installations proposées. Selon les prévisions visant le marché du Nord-Est des É.-U., le taux annuel de croissance de la demande de gaz naturel se situera entre 1,0 et 1,7 % de 1995 à 2010. Pour son marché intérieur, TQM s'est fondée sur une prévision établie par TransCanada selon laquelle la demande de gaz prévue au Québec croîtra à un rythme annuel moyen de 2,7 % entre 1995 et 2010. En outre, TQM s'est fiée à une prévision de la demande intérieure fournie par Gaz Métropolitain qui visait les années 1998 à 2003.
L'ACPP a fait valoir que la preuve relative à l'approvisionnement global, l'existence démontrée d'un marché pour le gaz et la volonté des expéditeurs de signer des contrats de transport de longue durée étaient des indicateurs de la faisabilité économique des installations visées par la demande.
Gaz Métropolitain a indiqué que les installations visées par la demande seront utilisées et utiles pendant leur durée de vie économique.
TransCanada a fait observer que, selon la décision GH-2-97 de l'Office, les installations de TransCanada sont faisables sur le plan économique si les conditions rattachées aux approbations en amont et en aval ainsi que les engagements des expéditeurs à l'égard de contrats de transport garanti sont respectés. TransCanada a souligné le fait que ces contrats étayent la demande de service de TransCanada à TQM relativement aux installations proposées et qu'ils formeront la base de l'engagement de TransCanada envers TQM concernant la signature d'un contrat de transport garanti.
Selon TransCanada, TQM a démontré qu'elle a satisfait aux critères usuels de faisabilité économique de l'Office de sorte que ce dernier devrait conclure que le prolongement vers PNGTS est et sera d'utilité publique. TransCanada a laissé entendre que si l'Office assortissait le certificat délivré d'une condition en vertu de laquelle les contrats de transport doivent être signés avant le début des travaux de construction, il serait assuré de la volonté des expéditeurs de TransCanada de signer des contrats de transport garanti.
M&NE a affirmé que les expéditeurs pourraient ne pas signer des contrats de service de transport entrant en vigueur le 1er novembre 1998 en raison de retards dans les calendriers de construction et de réglementation. Selon elle, ces retards pourraient entraîner une perte de volumes et de marchés et une hausse éventuelle des coûts. M&NE a fait valoir qu'en raison de ces retards, on peut douter fortement que les installations soient utilisées à un niveau raisonnable au cours de l'année d'exploitation 1998-1999 et que les frais liés à la demande soient payés.
La province du Nouveau-Brunswick a fait valoir que si l'Office était préoccupé par la possibilité que les frais liés à la demande ne soient pas perçus au cours de la première année d'exploitation, il pouvait examiner cette question dans le cadre d'une audience sur les droits. La province a laissé entendre que les actionnaires de TQM et de TransCanada devraient assumer les coûts associés à ces frais non perçus. En ce qui a trait au calendrier du projet de TQM, la province a fait remarquer que M&NE n'avait cité aucun précédent montrant qu'en raison de l'échéancier serré d'un projet, l'Office devrait refuser le projet.
Dans le cas présent, TransCanada serait l'expéditeur sur les installations proposées par TQM. Pour déterminer la faisabilité économique de ces installations, l'Office a examiné la preuve relative aux expéditeurs de TransCanada sur le plan de l'approvisionnement, des marchés et des contrats étant donné que ces expéditeurs étayaient la demande de service de TransCanada à TQM.
Des intervenants ont laissé entendre qu'en raison d'un report possible de la date de mise en service des installations proposées, il se peut que certains expéditeurs ne signent pas de contrats de transport garanti. Ces intervenants ont laissé entendre que le cas échéant, un report aurait un impact négatif sur la faisabilité économique des installations projetées parce que le taux d'utilisation du pipeline serait inférieur à celui prévu par TQM pour l'année d'exploitation 1998-1999.
Dans le cas en l'espèce, l'Office n'est pas convaincu que la faisabilité économique des installations proposées soit touchée par le report possible de leur date d'entrée en service. L'Office statue sur la faisabilité économique en fonction de toute la vie des installations projetées et non pas en fonction de chaque année particulière de leur vie. L'Office est d'avis que la possibilité d'un taux d'utilisation inférieur au niveau prévu au cours d'une seule année de service ne devrait pas avoir pour effet d'annuler toute constatation autrement positive sur la faisabilité économique. Cependant, l'incidence d'un taux d'utilisation plus faible sur les droits pourrait faire l'objet d'une audience aux termes de la partie IV de la Loi sur l'ONÉ.
L'Office prend note de la preuve relative à la hausse constante de la demande prévue de gaz naturel dans la zone de marché devant être desservie par le prolongement vers PNGTS de TQM.
Dans l'ensemble, l'Office est convaincu que la preuve démontre l'existence d'une offre et d'une demande de gaz à long terme. L'Office est également convaincu qu'il est fort probable que les installations de TQM, qui feraient partie intégrante du réseau de TransCanada, seraient utilisées à un niveau raisonnable pendant leur durée économique et que les frais liés à la demande seraient payés.
Pour déterminer s'il est d'utilité publique d'ajouter des installations pipelinières aux installations déjà en place dans l'infrastructure pipelinière canadienne, l'Office doit exercer son pouvoir discrétionnaire pour établir un équilibre entre les intérêts d'un public diversifié. Cette tâche est particulièrement difficile dans les cas où la construction des installations proposées exigent une nouvelle emprise sur une longue distance ou peut avoir des effets négatifs sur la vocation récréo-touristique d'une région, et où des points de vue divergents sont exprimés au sujet de l'utilisation potentielle des installations visées, ou encore quand l'ajout d'installations peut entraîner une hausse des droits de transport. Dans le cadre de l'instance GH-1-97, l'Office a entendu des points de vue divergents sur ces questions particulières et sur d'autres questions, et il a pesé avec soin tous les éléments de preuve et les points de vue des parties dont il tient compte pour rendre ses décisions à la lumière de son expérience et de son savoir-faire. Pour les raisons énoncées dans les chapitres précédents, l'Office est persuadé que les installations visées par la demande seraient d'utilité publique. Pour parvenir à cette conclusion, l'Office a tenu compte de la portée des conditions dont l'approbation sera assortie ainsi que des engagements pris par la compagnie.
Il convient de souligner que la compétence de l'Office à l'égard des installations visées par la demande ne prend pas fin avec les présents motifs de décision. Nonobstant l'approbation de l'Office et la délivrance subséquente d'un certificat en vertu de l'article 52 de la Loi sur l'ONÉ, il existe de nombreuses possibilités pour l'Office et le public touché par ce projet pipelinier de continuer de traiter des grandes questions définies à l'audience. En ce qui a trait à la nouvelle emprise qui devra être acquise, l'Office a assorti le certificat de modalités importantes pour protéger l'environnement et les droits des propriétaires fonciers et pour que la compagnie assure un suivi approprié. En outre, la compagnie a pris des engagements envers l'Office et les propriétaires touchés. A mesure que le projet sera réalisé, l'Office fera preuve de vigilance dans ses efforts visant à surveiller le respect de ces conditions et de ces engagements et, au besoin, à les faire respecter. Pour les propriétaires qui ne réussissent pas à conclure une entente avec la compagnie concernant le tracé particulier du pipeline sur leur propriété, la Loi sur l'ONÉ prévoit d'autres modalités qui sont décrites aux articles 34 à 40, intitulés «Détermination et acceptation du tracé détaillé». Les différends relatifs aux questions d'indemnisation peuvent être réglés selon les procédures de négociation et d'arbitrage décrites aux articles 88 à 103 de la Loi sur l'ONÉ. En dernier lieu, en ce qui a trait à la tarification et à l'utilisation appropriée des installations, les questions en suspens qui se présenteront, pourront être débattues lors d'instances futures aux termes de la partie IV de la Loi sur l'ONÉ.
L'Office approuve les tracés de rechange que TQM a proposés dans la MRC de Memphrémagog, que feraient passer le pipeline dans les secteurs de Stukely-Sud/Austin et de la route 55, et rejette le tracé initial proposé concernant ces secteurs.
Les chapitres précédents constituent nos décisions et nos motifs de décision relativement à la demande entendue devant l'Office au cours de l'instance GH-1-97.
L'Office a jugé que les installations proposées par TQM sont et seront d'utilité publique. Par conséquent, il recommandera au gouverneur en conseil qu'un certificat soit délivré, sous réserve des conditions énoncées à l'annexe II des présents motifs de décision.
L'Office approuve la méthode des droits intégrés en ce qui concerne les installations proposées. L'Office approuve également l'ajout du point de livraison Waterloo à la description de la zone de l'Est de TransCanada, ainsi que l'ajout d'East Hereford comme point d'exportation sur le réseau de TransCanada. L'Office juge aussi que la méthode proposée pour le droit supplémentaire applicable à la pression de livraison à East Hereford serait appropriée.
Voici la liste préliminaire des questions telle qu'elle a apparu à l'ordonnance d'audience GH-1-97. L'Office a considéré la liste préliminaire comme finale dans sa lettre datée du 17 octobre 1997.
1. Est-ce que les installations seront vraisemblablement utilisées à un niveau raisonnable au cours de leur durée de vie économique, et quels seront les frais liés à la demande, eu égard, entre autres, à :
a) la perspective de l'approvisionnement à long terme en gaz naturel qui serait offert aux fins de transport par les installations projetées;
b) la perspective de la demande à long terme de gaz naturel dans les marchés que les installations projetées desserviraient;
c) l'aptitude de TQM à fournir des services concurrentiels de transport du gaz naturel, et à attirer avec succès le gaz naturel à son réseau à long terme.
Conception des droits et tarif
2. Est-ce que le prolongement vers PNGTS peut, en principe, être ajouté à la description de la zone de l'Est de TransCanada?
3. Est-ce que les hypothèses retenues pour la conception des droits et le tarif conviennent?
4. Est-ce que la conception des installations projetées convient?
5. Est-ce que la conception des installations projetées est sécuritaire? Est-ce que les installations projetées peuvent être exploitées en toute sécurité?
6. Quels seraient les effets environnementaux éventuels, ainsi que les répercussions socio-économiques, des installations projetées, eu égard entre autres aux éléments décrits dans la décision de l'Office sur la portée de l'évaluation environnementale, datée du 10 septembre 1997, relativement à l'évaluation environnementale qui doit être menée aux termes de la LCÉE (la décision figure à l'annexe VI).
Tracé et consultation
7. Est-ce que l'emplacement des installations projetées et le processus d'acquisition des terres conviennent?
8. Est-ce que le programme de consultation publique convient?
9. De quelles conditions le certificat ou l'ordonnance qui pourraient être délivrés devraient-ils être assortis?
1. Le titre légal des installations pipelinières pour lesquelles le certificat est délivré sera détenu par TQM, laquelle exploitera les installations.
2. Sauf avis contraire de la part de l'Office,
a) TQM doit veiller à ce que les installations approuvées soient conçues, fabriquées, situées, construites et mises en place conformément aux plans et devis et autres renseignements ou données contenus dans la demande, ou selon la preuve produite devant l'Office, sous réserve des dispositions prévues au paragraphe b) ci-dessous;
b) TQM ne doit pas apporter de modification aux plans et devis et autres renseignements ou données dont il est question au paragraphe a) sans avoir obtenu l'autorisation préalable de l'Office.
3. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit appliquer ou faire appliquer toutes les politiques, méthodes, recommandations et procédures visant la protection de l'environnement comprises ou mentionnées dans sa demande, ses rapports environnementaux déposés dans le cadre de la demande, les engagements pris envers d'autres organismes gouvernementaux, ou la preuve produite devant l'Office au cours de l'instance GH-1-97.
4. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit, avant la mise en service des installations, développer en consultation avec les intervenants du milieu et déposer auprès de l'Office un programme d'action communautaire qui visera, entre autres :
a) l'élaboration de plans d'urgence pour les municipalités pouvant être affectées par les installations approuvées;
b) à assurer la formation du personnel appelé à intervenir dans ces municipalités lors d'un incident affectant les installations approuvées;
c) à mettre sur pied des comités de vigilance dont le mandat sera d'informer la population et de traiter ses inquiétudes;
d) à soutenir des projets de développement social dans les communautés affectées par les installations approuvées;
e) l'évaluation des résultats par rapport aux objectifs du programme.
5. Sauf avis contraire de la part de l'Office, avant le dépôt des plans, profils et livres de renvoi aux termes de l'article 33 de la Loi sur l'ONÉ, TQM doit soumettre à l'approbation de l'Office toute modification nécessitant une déviation par rapport au tracé décrit dans la demande. Chaque demande d'autorisation doit comprendre :
a) les résultats de toute consultation publique (si pertinent), la liste des propriétaires fonciers touchés et l'état d'avancement du processus d'acquisition des terres (s'il y a lieu);
b) une photographie aérienne (si la longueur de la déviation excède 50 mètres);
c) une liste des questions environnementales indiquant les effets pertinents associés aux modifications du tracé sur, par exemple, les sols, la végétation, la faune, l'hydrologie et l'archéologie;
d) les mesures permettant d'atténuer les effets environnementaux négatifs importants.
Avant le début des travaux de construction
6. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit, au plus tard dix (10) jours ouvrables avant le début des travaux de construction des installations approuvées, déposer auprès de l'Office un ou des calendriers détaillés de construction précisant les principaux travaux, et doit signaler à l'Office toutes les modifications qu'elle apportera aux calendriers, et ce, à mesure qu'elle les apportera.
7. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit déposer auprès de l'Office copie des autorisations ou permis fédéraux, provinciaux ou d'autres organismes ayant compétence en la matière qui sont assortis de modalités environnementales, en ce qui a trait aux installations projetées au fur et à mesure que de tels autorisations ou permis sont obtenus. En outre, TQM doit tenir, dans ses bureaux de chantiers, des dossiers contenant cette information.
8. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit, au plus tard quatorze (14) jours ouvrables avant le début des travaux de construction des installations approuvées, prouver à la satisfaction de l'Office qu'elle a obtenu les consentements et les autorisations nécessaires concernant tous les croisements de voies ferrées sous compétence fédérale aux termes du mandat de l'Office des transports du Canada.
9. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit, avant le début des travaux de construction des installations approuvées, démontrer à la satisfaction de l'Office que :
a) en ce qui a trait aux nouveaux volumes garantis qui doivent être exportés, toutes les autorisations nécessaires des organismes de réglementation au Canada et aux États- Unis, y compris les autorisations canadiennes d'exportation de gaz à long terme, ont été obtenues;
(i) les contrats de transport ont été signés, y compris le contrat de service entre TQM et TransCanada;
10. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit, avant le début des travaux de construction des installations approuvées, soumettre à l'Office aux fins d'approbation :
a) un tableau des besoins par rapport aux capacités, selon la présentation utilisée au tableau 1 de l'onglet «Installations» de la pièce justificative B-3 produite lors de l'instance GH-1-97, indiquant la capacité d'entrée de gaz à Lachenaie et les besoins pour lesquels la condition 9 a été satisfaite;
b) les diagrammes de débit du réseau de TQM démontrant que les installations approuvées dont la construction doit être autorisée sont nécessaires pour transporter le gaz selon les besoins mentionnés au paragraphe a).
11. Sauf avis contraire de la part de l'Office, sauf en ce qui a trait aux travaux de construction des franchissements de cours d'eau, TQM doit, avant le début des travaux de construction, déposer auprès de l'Office un résumé détaillant les résultats des discussions tenues avec les groupes d'intérêts et les organismes de réglementation pertinents. En outre, TQM doit tenir, dans ses bureaux de chantiers, des dossiers contenant les renseignements suivants :
a) une liste détaillée de toutes les mesures d'atténuation, propres à chaque site, devant être employées en raison des engagements pris envers les groupes d'intérêts ou les organismes de réglementation;
b) une explication des facteurs pouvant imposer des contraintes à l'exécution du programme de construction.
12. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit, au plus tard vingt (20) jours ouvrables avant le début des travaux de construction des franchissements de cours d'eau, soumettre à l'Office aux fins d'approbation des renseignements additionnels qui porteront sur :
a) la réévaluation de la vulnérabilité de la faune ichtyenne et son habitat, fondée sur des observations directes sur place, notamment, en égard aux aspects suivants :
i) la distribution des salmonidés;
ii) la présence de salmonidés dans le tributaire;
iii) la présence d'une frayère à moins de 100 m de la traversée;
iv) la présence d'une frayère d'espèce d'eau chaude, à moins de 100 m de la traversée;
v) la présence d'espèces menacées ou en danger;
vi) la présence d'une migration de fraie;
vii) la présence d'un habitat sensible (frayère ou aire d'alevinage) en aval;
viii) le risque de transport de sédiments.
b) en ce qui concerne le franchissement de cours d'eau jugés vulnérables suivant la réévaluation mentionnée au point a) ci-dessus :
i) l'emplacement et la superficie exacts des frayères situées à moins de 100 m sur le site de la traversée;
ii) le pourcentage de la frayère touché par les travaux de construction;
iii) les espèces qui frayent à ces endroits;
iv) les dates exactes des travaux de construction;
v) une description détaillée de la méthode de construction qui sera utilisée;
vi) les plans de contrôle des sédiments;
vii) une estimation des pertes prévues d'habitat ou de productivité;
viii) l'élaboration d'un programme de suivi portant sur la productivité des frayères après les travaux;
ix) les mesures d'atténuation et de restauration propres à chaque franchissement qui seront employées en raison des engagements pris envers les organismes de réglementation;
x) une état faisant preuve que toutes les questions soulevées par les organismes de réglementation ont été résolues de façon satisfaisante, ainsi qu'une mise à jour des évaluations environnementales là où des lacunes ont été relevées;
xi) l'état d'avancement des autorisations, y compris le libellé des modalités
d'ordre environnemental.
Au cours des travaux de construction
13. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit veiller, au cours des travaux de construction, à ce que l'habitat spécialisé de chacune des espèces fauniques et des plantes bénéficiant d'un statut désigné soit évité, déplacé ou remis en état de concert avec les organismes de réglementation pertinents.
14. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit, au cours des travaux de construction, conserver pour fins de vérification, sur chaque chantier, une copie des méthodes de soudage et d'essais non destructifs utilisées, ainsi que toute la documentation connexe.
15. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit déposer auprès de l'Office, dans les six mois suivant la mise en service des installations approuvées, un rapport ventilant les coûts engagés pour construire ces installations, selon la présentation utilisée aux tableaux 1 à 8 de l'onglet «Coûts des installations proposées» de la pièce justificative B-3 produite lors de l'instance GH-1-97, indiquant les coûts réels par rapport aux coûts estimatifs et justifiant les écarts.
16. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit déposer auprès de l'Office un rapport environnemental postérieur à la construction, dans les six mois suivant la date de mise en service de chaque installation approuvée. Le rapport énoncera les questions environnementales qui se sont posées jusqu'à la date de dépôt du rapport et devra :
a) indiquer les questions résolues et celles en suspens;
b) décrire les mesures que TQM entend prendre pour résoudre les questions en suspens.
17. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit déposer auprès de l'Office, au plus tard le 31 décembre suivant chacune des cinq premières saisons complètes de croissance après le dépôt du rapport environnemental mentionné à la condition 16 :
a) une liste des questions environnementales qui sont indiquées comme étant en suspens dans le rapport et des questions qui ont surgi depuis le dépôt du rapport;
b) une description des mesures que TQM entend prendre pour résoudre les questions environnementales en suspens.
18. Sauf avis contraire de la part de l'Office, TQM doit déposer auprès de l'Office :
a) dans les trois mois suivant le début de l'exploitation des installations de compression et annuellement sur une période de deux ans, une évaluation de la pollution par le bruit. Dans cette évaluation, elle indiquera, pour chacune des deux stations de compression, si les niveaux de bruit postérieurs à la construction qui découlent des équipements de compression fonctionnant à plein régime sont conformes aux normes provinciales;
b) dès qu'elle les recevra, et ce, sur une période de deux ans suivant le début de l'exploitation des installations de compression, une description complète de toute plainte reçue à l'égard du bruit émanant de l'une ou de l'autre des deux stations de compression, ainsi que les mesures prises ou qui seront prises par TQM pour régler toutes les situations qui auront donné lieu à ces plaintes.
19. Sauf avis contraire de la part de l'Office donné avant le 31 décembre 1999, le certificat expire le 31 décembre 1999 à moins que les travaux de construction et de mise en&#0;

References: l'article 112
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 l'article 112
 l'article 112
 l'article 52
 l'article 33