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Accueil > Discours et allocutions > Discours et allocutions 2005 > Le pétrole canadien - Débouchés dans le marché des États-Unis

Le pétrole canadien - Débouchés dans le marché des États-Unis

Présenté par
Gaétan Caron
Vice-président
Office national de l'énergie

Association of Oil Pipelines
2005 Annual Business Conference
Nouvelle-Orléans, Louisiane

Du 25 au 27 mai 2005

Le mandat de l'Office

L'Office national de l'énergie (l'ONÉ ou l'Office) est un organisme fédéral indépendant créé en 1959 qui réglemente certains volets précis du secteur énergétique :

• la construction et l'exploitation de pipelines interprovinciaux et internationaux, ainsi que le transport, les droits et les tarifs pipeliniers;
• la construction et l'exploitation de lignes internationales de transport d'électricité;
• l'exportation de pétrole et d'électricité;
• l'exportation et l'importation de gaz naturel;
• les activités pétrolières et gazières dans les régions pionnières.

Outre ses responsabilités de réglementation en matière d'installations, d'activités pétrolières et gazières dans les régions pionnières et de commerce énergétique international, l'Office joue un rôle important de surveillance des marchés de l'énergie en plus de produire des rapports sur le fonctionnement de ces marchés à l'intention des Canadiens et des Canadiennes. Son rôle consultatif lui permet, lorsqu'il le juge opportun ou à la demande du ministre, d'offrir au ministre des Ressources naturelles des conseils dans les domaines où l'Office a l'expérience de la réglementation, d'effectuer des études portant sur des questions précises touchant l'énergie, de produire des rapports pertinents et aussi de surveiller l'évolution des approvisionnements pour les principaux produits énergétiques du Canada.

Je concentrerai mon exposé d'aujourd'hui sur le pétrole canadien et les possibilités qui s'offrent à l'intérieur du marché américain, en mettant en relief les questions de l'approvisionnement, des pipelines, des marchés, des règlements incitatifs sur les droits et de l'affectation de la capacité des oléoducs. Je traiterai aussi des liens qui unissent l'ONÉ à la FERC.

Les huit membres de l'Office

L'Office national de l'énergie est un tribunal indépendant fédéral dont les bureaux se trouvent à Calgary, en Alberta.

Il est constitué de huit membres permanents.

La durée de leur mandat est de sept ans.

Les membres du personnel sont au nombre d'environ 300.

Le rôle de l'organisme de réglementation canadien

La raison d'être de l'ONÉ consiste à promouvoir, la sécurité, la protection de l'environnement et l'efficience économique, dans l'intérêt public canadien, en s'en tenant au mandat que le Parlement lui a conféré au chapitre de la réglementation des pipelines ainsi que de la mise en valeur et du commerce des ressources énergétiques.

(Donc, nos amis américains constateront que le mandat de l'ONÉ est plus ou moins comparable à celui de la FERC et de l'Office of Pipeline Safety).

L'Office traite environ 750 demandes par année. Lorsqu'il s'agit de demandes d'envergure, il tient des audiences publiques qui peuvent se dérouler oralement ou par voie de mémoires, habituellement en des endroits au Canada qui portent un intérêt particulier aux demandes en question et qui seront les plus touchés par les décisions rendues. Normalement, la demande est entendue par un comité composé de trois membres de l'Office.

Aperçu

Les sujets que j'aborderai aujourd'hui comprennent notamment :

• les réserves;
• l'offre de pétrole brut provenant de l'Ouest canadien et des gisements au large de la côte Est ainsi que les importations au Canada;
• les sables bitumineux.

Le brut produit au Canada est utilisé au pays et exporté aux États-Unis. Le Canada importe presque 1 million de barils de pétrole brut par jour. Toutefois, il en exporte quelque 600 000 barils de plus par jour.

Nombreux sont les projets pipeliniers ayant fait l'objet d'une annonce publique à l'égard du transport de la production toujours plus importante tirée des sables bitumineux en Alberta, qu'il s'agisse de celui de TransMountain, du projet Gateway d'Enbridge ou du projet pipelinier Keystone de TransCanada. J'y reviendrai.

L'occasion est belle de mettre à profit les liens solides que nous avons tissés avec les États-Unis sous le rapport des échanges énergétiques, par exemple, le protocole d'entente intervenu entre la FERC et l'ONÉ l'an dernier de même que les tarifs conjoints qui permettent de rationaliser le processus réglementaire dans les deux pays.

Les réserves de pétrole du Canada

Au début de 2003, pour la première fois, la revue Oil & Gas Journal et le cabinet Cambridge Energy Research Associates ont tenu compte des estimations de réserves établies de bitume naturel produites par l'Alberta Energy and Utilities Board (l'EUB) dans leur énumération des réserves mondiales de pétrole.

Les réserves de pétrole du Canada viennent tout de suite derrière celles de l'Arabie Saoudite.

Nota : Le bitume ou bitume naturel de la région des sables bitumineux est un mélange très visqueux extrait à ciel ouvert ou au moyen de méthodes de récupération in situ.

Perspectives de production pétrolière au Canada

La production canadienne de pétrole devrait normalement passer de 2,5 millions de barils par jour en 2004 à 3,5 millions de barils par jour en 2015.

Cet accroissement est presque entièrement attribuable à la production tirée des sables bitumineux, qu'elle ait été mise en valeur sous forme de brut synthétique ou qu'elle ait conservé les caractéristiques du bitume.

Nous allons maintenant nous pencher à tour de rôle sur la production de pétrole classique de l'Ouest canadien, sur celle tirée des gisements au large de la côte Est du Canada et sur celle provenant des sables bitumineux.

Perspectives de production pétrolière classique du BSOC

La production de pétrole classique de l'Ouest canadien arrive à maturité.

Léger ou lourd, ce pétrole devrait normalement poursuivre un lent déclin, de l'ordre de 3 % à 5 % par année, ce qui signifie que les niveaux actuels de production, qui se situent un peu au-dessus de 1 million de barils par jour, devraient avoir régressé jusqu'aux alentours de 800 000 barils par jour en 2015.

La production de pentanes plus, qui dépend surtout de celle de gaz naturel, devrait quant à elle reculer de 2 % ou 3 % par année.

Zones extracôtières de Terre-Neuve

La région au large de Terre-Neuve est féconde en travaux d'exploration et de mise en valeur.

La région du bassin Jeanne-d'Arc est demeurée le principal centre d'exploration et de mise en valeur depuis la découverte pétrolière d'Hibernia en 1979. Au-delà des deux gisements en production d'Hibernia et de Terra Nova, un troisième projet est envisagé, soit celui de White Rose, qui devrait normalement entrer en production vers la fin de 2005. Un quatrième projet, Hebron/Ben Nevis, est en cours d'évaluation.

En outre, de nouveaux gisements sont explorés. En 2005, Chevron prévoit mener un programme sismique dans le bassin Orphan, suivi de forages en 2006 ou 2007. Husky fore présentement un puits d'exploration dans le bassin South-Whale et au moins un puits de délimitation à White Rose, tout en prévoyant effectuer des levés sismiques dans le sous-bassin Jeanne-d'Arc. ConocoPhillips envisage également d'effectuer des levés sismiques, mais dans le bassin Laurentien et ce, peut-être en vue de découvrir du gaz naturel. Enfin, des plans existent pour deux programmes sismiques non exclusifs au large du Labrador qui pourraient eux aussi être menés dans l'espoir de découvrir du gaz naturel, bien que la possibilité d'une zone pétrolière en eaux profondes existe.

Perspectives de production pétrolière au large de la côte Est

Comme je l'ai mentionné, deux projets sont actuellement exploités au large de la côte Est : Hibernia (1997) et Terra Nova (2002). Cette année, la production moyenne au cours des trois premiers mois s'est située autour de 310 000 barils par jour et elle commence maintenant à régresser pour les deux projets.

Il est possible qu'un troisième projet - White Rose de Husky Energy - entre en production vers la fin de 2005 ou au début de 2006. La production de pointe initiale prévue est de 100 000 barils par jour.

Hebron/Ben Nevis constitue un quatrième projet envisagé, celui-là par Chevron Canada Resources, ExxonMobil Canada Properties, Petro-Canada et Norsk Hydro Canada Oil & Gas Inc. Du pétrole, au rythme de 50 000 barils par jour, devrait normalement commencer à y être produit en 2011.

Au chapitre de l'exploration, l'optimisme est grand à la suite des levés sismiques effectués dans le bassin Orphan en eaux profondes, comme le démontre bien l'appel d'offres NF 2003 à l'origine de huit offres fructueuses d'une valeur totale de 673 millions de dollars. De vastes programmes sismiques sont prévus dans le bassin Orphan au cours des deux prochaines années avant de procéder à des travaux de forage. De plus, des activités se déroulent dans le sous-bassin Laurentien entre Terre-Neuve et la Nouvelle-Écosse ainsi qu'au niveau du bassin South-Whale.

Bref, deux projets en mer déjà en production et les résultats encourageants de travaux d'exploration invitent à l'optimisme quant à l'avenir de l'exploitation pétrolière au large de la côte Est.

Zones de sables bitumineux

Les ressources de sables bitumineux du Canada se répartissent entre trois zones distinctes. La première et la plus grande est celle de l'Athabasca, qui est aussi, à ce jour, celle qui a été témoin des travaux de mise en valeur les plus intenses. Il s'agit également de la seule zone qui se prête à l'extraction à ciel ouvert. La récupération in situ se pratique principalement dans la deuxième zone, soit celle de Cold Lake. Enfin, la zone de Peace River est la plus petite des trois et les travaux de mise en valeur y ont été plus modestes.

Sables bitumineux du Canada

La commercialisation des ressources de sables bitumineux a été entreprise en 1967 par la Great Canadian Oil Sands Company. Ce projet, maintenant exploité par Suncor, a eu recours à l'extraction à ciel ouvert du bitume naturel à partir des sables bitumineux.

Les choses ont bien évolué depuis 1967 et les exploitants ont beaucoup gagné en efficacité. Aujourd'hui, l'extraction à ciel ouvert se fait au moyen de pelles électriques géantes qui chargent des camions d'une capacité de 360 tonnes. Les sables bitumineux ainsi extraits sont transportés jusqu'à un broyeur qui transforme le minerai en une boue aqueuse destinée à l'usine de séparation. Il est alors possible de séparer le bitume de l'eau, du sable et des autres produits pour le préparer à la valorisation. Cette opération est l'étape finale du processus de transformation du bitume goudronneux en un pétrole brut synthétique prêt à être raffiné ou parfois en certains produits pétroliers.

Exploitation in situ : SGSIV

La séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (SGSIV) est la technologie dominante utilisée aujourd'hui afin d'avoir accès aux dépôts de sables bitumineux se trouvant à des profondeurs telles qu'ils ne se prêtent pas à l'extraction à ciel ouvert.

La SGSIV est un processus qui a recours à deux puits horizontaux fort rapprochés l'un de l'autre. Celui de production est foré de manière à se trouver près du fond du gisement alors que l'autre, qui sert à l'injection de vapeur, se trouve directement au-dessus. De la vapeur est injectée en permanence dans le puits supérieur de manière à rendre le bitume plus liquide et à lui permettre de s'écouler dans le puits de production, à partir duquel il est pompé jusqu'à la surface.

En 2005, la production estimative par récupération in situ est de 440 000 barils par jour et celle par extraction à ciel ouvert se situe aux environs de 520 000 barils par jour.

À l'inverse de ce qui est de rigueur avec ce dernier mode d'extraction, aux activités de récupération in situ ne sont pas habituellement greffées des installations de valorisation visant à transformer en pétrole brut synthétique le bitume, qui est plutôt commercialisé sous forme de mélange diluant-bitume de moindre valeur. Cette situation pourrait changer si Nexen procède à la construction d'une usine de valorisation à ses installations dans la région des sables bitumineux en 2007.

Un coût majeur associé aux activités in situ est celui du gaz naturel, qui compte pour environ un tiers des coûts de production.

Perspectives de production dans les sables bitumineux

Tel que mentionné précédemment, on prévoit que les ressources de sables bitumineux du Canada prendront beaucoup d'expansion au cours des dix prochaines années et encore longtemps par la suite. Ces ressources sont bien définies et substantielles. D'immenses progrès continueront d'être réalisés grâce aux avancées technologiques. Compte tenu des plans de mise en valeur qui sont actuellement du domaine public, des projets d'une valeur supérieure à 60 milliards de dollars CA (presque 50 milliards de dollars US) pourraient aller de l'avant au cours des dix prochaines années.

Les prévisions de l'Office au sujet des sables bitumineux font état d'une production qui pourrait plus ou moins doubler d'ici 2015, passant de 1 million de barils par jour à plus de 2 millions de barils par jour. En incluant tous les projets liés aux sables bitumineux, cette production pourrait même atteindre 3,3 millions de barils par jour en 2015, mais cela est peu probable.

Toute impressionnante qu'elle soit, la croissance n'est nullement garantie. Les producteurs de sables bitumineux devront surmonter plusieurs obstacles, notamment l'augmentation des prix du gaz naturel, les coûts liés au respect de normes environnementales en pleine évolution ou les dépassements substantiels des coûts d'immobilisations. Plutôt que d'avoir recours à du gaz naturel, les producteurs cherchent différentes façons de gazéifier le bitume, de brûler du combustible diesel et même, à plus long terme, de gazéifier charbon ou coke de pétrole.

De façon à éviter de futurs dépassements des coûts, l'industrie adopte un éventail de stratégies qui lui permettront d'améliorer la gestion des projets. Il est clair aussi que pour faciliter cette croissance de la production, il faudra trouver de nouveaux marchés et ajouter à la capacité pipelinière.

Offre et utilisation de pétrole brut canadien - 2004

Cette carte illustre où le pétrole brut canadien est produit et où il est consommé. En 2004, le Canada a produit quelque 2,5 millions de barils par jour, dont 2,2 millions de barils par jour ou près de 90 % provenaient de l'Ouest canadien. La consommation au pays atteignait presque 1 million de barils par jour (970 200).

De tout le pétrole brut produit au Canada, une tranche de 65 % (ou 1,6 million de barils par jour) est exportée aux États-Unis. Pour un peu plus de la moitié, ces exportations sont destinées aux marchés du Midwest américain (PADD II), en particulier Chicago, Twin Cities et Toledo.

Même si le Canada est un exportateur net, il importe 50 % du pétrole brut qu'il consomme (1 million de barils par jour). Ces importations sont acheminées jusqu'aux raffineries de l'Est du Canada, notamment en Ontario.

Exportations de pétrole brut canadien aux États-Unis

Selon l'Energy Information Administration (EIA), en 2004, le Canada était le principal fournisseur étranger de pétrole brut aux États-Unis. C'était la première fois depuis nombre d'années que le Canada se classait premier fournisseur de pétrole brut des États-Unis.

Toutefois, en regroupant pétrole brut et produits pétroliers, le Canada est depuis bien longtemps le premier fournisseur en importance des États-Unis.

En outre, le Canada est le plus gros fournisseur de gaz naturel et d'électricité des États-Unis.

Exportations d'énergie réglementées par l'ONÉ

En 2004, les exportations de pétrole brut, de LGN et de dérivés ont été à l'origine, pour le Canada, de revenus supérieurs à ceux tirés de toute autre source d'énergie. Ces revenus ont alors dépassé 31 milliards de dollars.

Pour le gaz naturel en 2004, ils ont été de 26 milliards de dollars. Les revenus tirés des exportations d'électricité en 2004 se sont situés aux environs de 1,8 milliard de dollars.

À des fins de comparaison, Statistique Canada précise que :

• la valeur totale de toutes les exportations canadiennes en 2003 se situait autour de 400 milliards de dollars (dont une tranche d'environ 330 milliards de dollars destinée aux États-Unis);
• la valeur totale de toutes les importations canadiennes en 2003 était approximativement de 342 milliards de dollars (dont une tranche de quelque 240 milliards de dollars provenant des États-Unis);
• dans l'ensemble, le Canada présentait une balance commerciale favorable de 58 milliards de dollars;
• la balance commerciale favorable avec les États-Unis atteignait près de 91 milliards de dollars.

Il est facile de constater que la composante énergétique des exportations est très importante dans les échanges commerciaux du Canada.

Débouchés du pétrole des sables bitumineux

Les producteurs présents dans la région des sables bitumineux ont fait preuve de créativité lorsqu'il a fallu trouver des débouchés pour une production de plus en plus grande.

Nous avons ici un schéma des différentes qualités des produits de bitume et les marchés de commercialisation visés. Commençons par le haut du tableau.

• Le DilBit est un mélange de condensat et de bitume récupéré in situ principalement utilisé dans les raffineries de brut lourd.
• Le DilSynBit est un mélange de condensat, de pétrole brut synthétique et de bitume récupéré in situ qui pourrait être attrayant pour les raffineries de brut moyen.
• Le SynBit est un mélange de pétrole brut synthétique et de bitume récupéré in situ qui pourrait lui aussi être principalement utilisé par les raffineries de brut moyen.
• Le pétrole brut synthétique est du bitume valorisé après extraction à ciel ouvert ou récupération in situ. Il pourrait très bien remplacer le pétrole brut léger classique dans une raffinerie ou le brut léger prédomine.

Marchés

Lorsque l'Office a publié, en mai 2004, son Évaluation du marché de l'énergie pour les sables bitumineux intitulée « Les sables bitumineux du Canada : Perspectives et défis jusqu'en 2015 », il était clair qu'il n'y aurait pas d'expansion en l'absence de débouchés.

L'industrie a fait preuve de créativité pour en trouver au fil de l'accroissement de la production, notamment en faisant l'achat de raffineries et en signant des conventions d'approvisionnement à long terme.

Il y a eu expansion sur les marchés classiques pendant nombre d'années. Durant ce temps, les producteurs canadiens ont acquis une solide compréhension de ces marchés. Cela ne changera pas.

Il est cependant évident qu'à plus long terme, la mise en valeur de nouveaux marchés s'impose pour maintenir le rythme d'une production accrue à partir de la région des sables bitumineux.

Marchés (suite)

Compte tenu des résultats de consultations menées auprès de l'industrie dans le contexte de l'Évaluation du marché de l'énergie et de notre propre évaluation, les quatre étapes suivantes constituent un scénario possible pour l'expansion des marchés.

Premièrement, il faudrait qu'il y ait saturation des marchés existants, y compris ceux de l'État de Washington, du PADD IV et de la région nord du PADD II, ainsi que peut-être de faibles augmentations de volumes au niveau du marché intérieur.

Deuxièmement, une présence accrue s'impose dans les régions méridionale et orientale du PADD II, de même que la construction, peut-être, de nouvelles unités de cokéfaction dans les PADD I, II et IV. Cette étape comprendrait également un recours accru aux sables bitumineux au Canada même, aux deux raffineries d'Edmonton (Compagnie pétrolière impériale et Petro-Canada).

Troisièmement, il faudrait percer le marché du PADD III. Avec l'approbation pour l'inversion du pipeline de 20 pouces de Mobil, quelque 50 000 barils par jour seront acheminés jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique au quatrième trimestre de 2005.

Les trois étapes qui précèdent pourraient permettre d'absorber entre 400 000 et 500 000 barils par jour de la production tirée des sables bitumineux d'ici 2008, puis l'industrie devrait probablement tenter de trouver de nouveaux débouchés.

Donc, quatrièmement, il serait souhaitable de percer le marché du PADD V peut-être aussi celui de l'Asie. Notre analyse de marché indique que les conditions économiques favorisent d'abord la Californie, suivie de l'Extrême-Orient à plus long terme.

Oléoducs nord-américains

Cette carte illustre les grands oléoducs servant au transport de brut en Amérique du Nord.

J'aimerais attirer votre attention sur les trois principaux pipelines d'exportation qui acheminent du brut vers les États-Unis à partir de l'Ouest canadien : Enbridge, Terasen TransMountain et Express.

La plus grande partie des exportations canadiennes transite par le réseau d'Enbridge. Celui-ci, qui part d'Edmonton, traverse la frontière canado-américaine près de Gretna, au Manitoba, où il est raccordé au pipeline Lakehead. Ce dernier (qui appartient à Enbridge Energy Limited Partnership) part de la frontière internationale et s'étend jusqu'à Chicago, en Illinois, avant de retourner au Canada pour atteindre Sarnia, en Ontario.

Le pipeline Terasen TransMountain part lui aussi d'Edmonton, mais en direction ouest jusqu'en Colombie-Britannique. Il permet l'envoi de pétrole brut vers l'État de Washington, au même titre que le remplissage de pétroliers, sur la côte Ouest du Canada, à destination notamment de la Californie et même de l'Asie.

L'oléoduc Express, dont le point d'origine se situe à Hardisty, en Alberta, transporte du pétrole brut vers le marché du PADD IV et est relié au réseau Platte à Casper, dans le Wyoming, en vue de livraisons jusqu'à Wood River, en Illinois.

Expansions et propositions de nouveaux oléoducs

Les lignes bleues en pointillé montrent l'emplacement des expansions pipelinières annoncées publiquement.

Commençons par les deux projets d'inversion dont la réalisation ne fait aucun doute. L'Office a récemment rendu une décision approuvant un rajustement imprévu ou un mécanisme équivalent afin de permettre à Enbridge de contribuer au soutien financier d'un projet d'accès commercial visant l'acheminement de brut canadien jusque dans la région de Cushing, en Oklahoma, puis de là vers la côte américaine du golfe du Mexique.

En voici les détails.

Pipeline Spearhead (propriété d'Enbridge)
Assurera le transport de Chicago, en Illinois, jusqu'à Cushing, en Oklahoma. Capacité initiale de 120 000 barils par jour pouvant éventuellement atteindre 160 000 barils par jour avec mise en service en janvier 2006.

Inversion du pipeline de 20 pouces de Mobil
Assurera le transport de Patoka, en Illinois, jusqu'à la côte américaine du golfe du Mexique. Devant normalement entrer en service en octobre 2005, sa capacité initiale sera de 50 000 barils par jour.

Les autres projets sont les suivants.

Southern Access (proposé par Enbridge)
De Superior, au Wisconsin, jusqu'à Wood River, en Illinois, la mise en service envisagée est en 2007 (ce qui est sujet à caution), avec une capacité de 250 000 barils par jour. Il serait relié au pipeline Spearhead.

Expansion possible du réseau principal d'Enbridge (proposée par l'industrie à l'appui de la croissance que connaît la région des sables bitumineux)
De Hardisty, en Alberta, jusqu'à Superior, au Wisconsin, la mise en service envisagée suivrait celle de Southern Access (2008 ou 2009), avec ajout de capacité de 150 000 barils par jour.

Terasen (TMPL)
La capacité actuelle du réseau est de 225 000 barils par jour. Terasen propose une expansion par étapes du pipeline TransMountain, de TMX1 à TMX3.

Gateway d'Enbridge
Pipeline devant relier Edmonton à Prince Rupert ou Kitimat d'une capacité envisagée de 400 000 barils par jour, le dépôt de la demande est prévu pour le deuxième trimestre de 2006 et la mise en service en 2010.

Keystone (proposé par TransCanada)
Pipeline devant relier Hardisty, en Alberta, à Patoka, en Illinois.

Au Canada, cela exigerait la construction de nouvelles canalisations sur une distance d'une centaine de milles et la transformation d'un gazoduc existant en oléoduc. Aux États-Unis, un nouveau pipeline serait construit et traverserait en partie cinq États. La capacité serait de 400 000 barils par jour, le dépôt de la demande est prévu pour la fin de 2005 et la mise en service en 2008 ou 2009.

Pipelines canadiens - Répartition de la capacité

Les sociétés canadiennes de gazoducs étant des transporteurs contractuels, elles sont obligées d'acheminer le gaz des expéditeurs qui ont signé un contrat de transport. Ce type de contrat prévoit le paiement de frais liés à la demande ou comprend une clause de prise obligatoire.

Pour la plupart, les sociétés d'oléoducs sont des transporteurs publics avec lesquels les expéditeurs placent des commandes de capacité chaque mois. Dans certains cas, comme pour le réseau principal d'Enbridge ou le pipeline de TransMountain, une amende de 2,70 $ le baril est imposée lorsque l'expéditeur ne tient pas l'engagement pris à l'origine. Cette façon de procéder vise à éliminer les commandes irréalistes.

Au Canada, les contrats signés avec deux oléoducs, Express et la canalisation 9 d'Enbridge, qui va de Montréal jusqu'à Sarnia, représentent respectivement 85 % et 80 % de la capacité, la tranche restante étant accordée au titre de commandes mensuelles. Ces deux pipelines ont obtenu l'autorisation de l'ONÉ, au milieu des années 1990, de signer des contrats du fait qu'une certaine capacité demeure disponible pour les commandes mensuelles. L'Office a jugé qu'ils étaient toujours exploités comme des transporteurs publics.

Directives afférentes aux règlements négociés

L'Office a publié des directives au sujet de règlements négociés. De tels règlements procurent de la souplesse à l'industrie et constituent un moyen d'apporter des solutions à certaines questions de nature commerciale en dehors des salles d'audience.

Il faut savoir que l'Office ne fera pas la part des choses entre les divers éléments constituant un règlement. Il a plutôt opté pour les accepter ou les rejeter en bloc.

Si les directives sont respectées et mènent à des règlements non contestés, plus souvent qu'autrement, l'Office parvient à une décision au sujet du caractère juste et raisonnable des droits sans devoir tenir d'audiences publiques.

Cela illustre bien la souplesse de l'Office à l'égard de la mise en oeuvre de la réglementation sur les droits et les tarifs ainsi qu'à l'égard de l'adoption de droits justes et raisonnables.

Je crois comprendre que ces directives, dans l'ensemble, vont dans le sens des pratiques de la Federal Energy Regulatory Commission.

Buts des règlements incitatifs sur les droits

Les règlements de nature incitative représentent la norme dans le secteur des oléoducs au Canada. Les objectifs visés par de tels règlements sont illustrés ici.

Les sociétés pipelinières devraient pouvoir être en mesure d'exploiter leurs réseaux de façon plus efficace, avec moins de contraintes réglementaires et en améliorant les relations avec leur clientèle, le tout dans un contexte de rentabilité accrue.

Nous sommes prêts à arbitrer et sommes en mesure de le faire lorsque les parties ne parviennent pas à s'entendre.

Le tarif international conjoint Express

Le tarif international conjoint Express est entré en vigueur en 2004 pour :

• Express Pipeline Ltd. - pipeline réglementé par l'ONÉ qui va de Hardisty, en Alberta, jusqu'à la frontière internationale;
• The Express Pipeline Limited Partnership - société qui exploite la partie du réseau pipelinier d'Express en sol américain, de la frontière américaine jusqu'à Casper, dans le Wyoming;
• The Platte Pipeline Company - l'exploitant du réseau Platte qui relie Casper, dans le Wyoming, à Wood River, en Illinois.

Le tarif conjoint prévoit des remises pour le transport de Hardisty, en Alberta, jusqu'à différents points de livraison aux États-Unis. Selon la politique de la FERC en matière de justification de tarifs conjoints, le tarif proposé peut être jugé juste et raisonnable s'il est inférieur ou égal à la somme des tarifs inter-étatiques locaux en dossier. L'ONÉ supervise les tarifs des sociétés canadiennes d'oléoducs de manière semblable et exige qu'ils soient « justes et raisonnables » ainsi que libres de toute « distinction injuste ».

Les expéditeurs bénéficient directement de l'existence d'un guichet unique et des remises découlant de l'adoption de tarifs conjoints. Les tarifs conjoints internationaux permettent de rationaliser les commandes de capacité, la facturation et les communications pipelinières. Qui plus est, ils mènent généralement à des échanges commerciaux plus efficaces entre le Canada et les États-Unis.

Le protocole d'entente ONÉ/FERC

Le protocole d'entente intervenu l'an dernier à Halifax avec la FERC et signé par Pat Wood et Ken Vollman est maintenant entièrement opérationnel. L'information sur les questions de réglementation circule désormais avec régularité entre les deux organismes. Il s'agit ici d'éviter toute surprise et de mettre en commun nos connaissances et nos pratiques exemplaires. Ces mêmes commentaires valent pour les réunions tripartites tenues régulièrement avec la CRE du Mexique et la FERC.

Occasions

Nos coordonnées!

J'aimerais clore mon exposé en vous remerciant tous de l'attention que vous y avez portée et en vous laissant certaines coordonnées. Je vous invite fortement à communiquer avec nous si vous souhaitez obtenir un complément d'information sur cette question ou sur tout autre sujet lié à l'énergie ou encore pour consulter des rapports sur le marché de l'énergie ou des statistiques sur les exportations.

Sont précisées ici mon adresse courriel ainsi que celle de deux autres personnes de l'ONÉ qui ont colligé les données que j'ai présentées, soit Colette Craig et Barry Lynch. Ils seront heureux de répondre à toute question spécifique que vous pourriez vouloir poser.

Vous avez aussi l'adresse menant à la liste de tous les membres de notre personnel et précisant leurs responsabilités.

Maintenant, si vous avez des questions, j'y répondrai avec joie.

 

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Date de modification :

2011-10-28