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Les hydrocarbures et l'avenir énergétique du Canada

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

Association Pipeline
Club St-Denis, Montréal

Le 22 février 2007

Les hydrocarbures et l'avenir énergétique du Canada

Il n'y aurait pas pu y avoir de meilleur moment pour m'inviter à faire une présentation devant l'Association Pipeline. Tout d'abord, je suis toujours heureux d'être au Québec, où j'ai grandi et où vivent plusieurs amis, collègues et membres de ma famille. De plus, jamais l'avenir de notre société n'a-t-il été aussi centré sur l'énergie, que ce soit du point de vue environnemental, social ou économique. Les citoyens tentent de concilier leurs buts et leurs aspirations : prospérité économique, développement responsable, progrès environnementaux et justice sociale. L'énergie est un facteur capital à considérer pour atteindre ces buts et combler ces aspirations.

Les hydrocarbures sont au centre de l'énergie au Canada. Très importants pour l'équilibre actuel entre l'offre et la demande, ils maintiendront ce rôle de premier plan dans un avenir rapproché et à long terme, si l'on se fie à la plupart des prévisions.

Aujourd'hui, je vous présenterai mon point de vue sur :

l'importance des hydrocarbures au Canada et au Québec;
l'offre et la demande d'hydrocarbures;
les infrastructures rendues nécessaires par les hydrocarbures et les enjeux soulevés par ces derniers;
les prochaines audiences publiques liées aux hydrocarbures;
le rôle de l'ONÉ comme partenaire dans le développement responsable des ressources en hydrocarbures et de l'énergie.

Les hydrocarbures : partout dans la vie quotidienne

Au Canada, la demande d'hydrocarbures constitue présentement la plus grande partie de toute la demande d'énergie. Chaque jour, nous consommons tous des hydrocarbures, chacun à notre façon. Nous nous préoccupons de plus en plus de la quantité d'hydrocarbures que nous consommons et de savoir si nous les utilisons judicieusement. La plupart des prévisions sur la demande d'énergie indiquent tout de même que les Canadiens continueront probablement de compter sur les hydrocarbures. La plupart des gens ne se demandent pas si nous devrions continuer l'exploitation des ressources d'hydrocarbures, mais bien comment et à quel rythme.

Importance des hydrocarbures au Canada - 2004

Aujourd'hui, 77 % de la demande totale d'énergie au Canada est constituée d'hydrocarbures consommés comme source d'énergie primaire. Le pétrole et les produits pétroliers représentent la plus grande partie de cette demande, soit 38 %.

Au Québec, les hydrocarbures permettent aujourd'hui de satisfaire à 57 % de la demande d'énergie. Le pétrole et les produits pétroliers répondent à la plus grande partie de cette demande, c'est-à-dire environ 44 %, suivis de l'hydroélectricité à 31 %. Cette dernière satisfait une grande partie des besoins du Québec en électricité (source : Statistique Canada).

Au Canada et au Québec, les proportions sont différentes sur le plan de l'utilisation finale de l'énergie. Par exemple, selon la Stratégie énergétique du Québec, la consommation finale d'énergie du Québec en 2003 était composée à 38,5 % de pétrole, à 12,1 % de gaz, à 0,9 % de charbon, à 38,5 % d'électricité et à 10 % de biomasse.

Importance des hydrocarbures au Canada - 2005

Il est probable que le Canada continuera d'accorder la priorité énergétique aux hydrocarbures. Il n'est pas rare que des prévisions indiquent que la demande d'hydrocarbures demeure à environ 76 % de toute la demande d'énergie au Canada.

Au Québec, il est plausible que la consommation d'hydrocarbures se maintienne.

Cette tendance est en grande partie attribuable à la consommation pour les transports.

Approvisionnement en gaz naturel

Voyons maintenant les prévisions quant aux quantités de gaz disponibles au Canada (Source : Résultats préliminaires du scénario de référence et du scénario du maintien des tendances [Rapport de l'ONÉ sur l'avenir énergétique]).

Bassin sédimentaire de l'Ouest canadien

À l'heure actuelle, 98 % du gaz produit au Canada provient de l'Ouest du pays. La production de gaz classique y est relativement stable depuis 1999 et vient tout juste d'amorcer une diminution très lente.

À la productibilité totale en gaz du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien s'ajoute l'apport croissant du méthane de houille. À gauche du graphique, voyez ce qui arriverait si le forage de nouveaux puits était suspendu et si les ressources en méthane de houille n'étaient pas exploitées.

Côte Est

En 2006, la production dans la région de l'île de Sable a continué d'osciller entre 300 et 400 Mpi³/j. La production dans cette région a débuté en 2000 à plus de 500 Mpi³/j et a depuis diminué graduellement. À la fin de 2006, des postes de compression au large des côtes ont été mis en service, ce qui pourrait faire augmenter la production à des niveaux presque aussi élevés qu'au début.

Une entente a été signée sur les avantages prévus dans le cadre du projet Deep Panuke. Si ce projet se concrétise, le gaz produit pourrait faire augmenter l'offre de gaz provenant de la côte Est de 300 Mpi³. Le gaz n'arrivera pas au pipeline avant 2010. Une audience sur le projet aura lieu en mars 2007.

Le Nord

Des activités de réglementation continuent d'être menées dans le cadre du projet de gazoduc Mackenzie. Les demandeurs ont proposé un pipeline de 1,2 Gpi³/j dont je parlerai plus tard.

Méthane de houille

J'ai déjà mentionné que le méthane de houille pourrait contribuer à atténuer la diminution de la production de gaz naturel dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien.

Le méthane de houille est tout simplement du gaz naturel logé dans des filons de charbon. Il est surtout composé de méthane. Lors de la formation géologique du charbon, la matière organique contenue dans les plantes et les arbres est carbonisée ou houillifiée sous l'effet de la chaleur, de la pression et du temps géologique. Ce processus entraîne la production de grandes quantités de méthane, dont la plus grande partie est absorbée (liée chimiquement) par la surface du charbon tandis que de plus petites quantités se logent dans le réseau de fractures du charbon (le limet) sous forme de gaz libre.

La production de méthane de houille constitue environ 2 % de la production totale du Canada, un peu plus que le gaz provenant de la région de l'île de Sable. Selon la commission géologique de l'Alberta, les ressources en méthane de houille de l'Alberta pourraient être de l'ordre de 500 Tpi³ et celles de la Colombie-Britannique de 90 Tpi³. Bien que l'ONÉ estime que la récupération rentable se situe à 60 Tpi³, il s'agit d'une estimation qui comporte une grande part d'incertitude étant donné que la mise en valeur du méthane de houille en est toujours à ses tout débuts.

Puits méthanier

On produit le méthane de houille en réduisant la pression dans le filon de charbon, en retirant l'eau du filon si le filon est humide ou en évacuant la pression par le puits si le filon est sec. Jusqu'ici, presque tout le méthane de houille produit en Alberta est sec et donc produit à l'aide de la seconde méthode. Si le milieu est humide, il s'agit le plus souvent d'eau salée. Cette eau est réinjectée dans des aquifères salins à un débit relativement faible.

Une différence importante entre les puits classiques et les puits méthaniers est que ces derniers s'épuisent beaucoup plus lentement. La production de gaz provenant des charbons secs de l'Alberta demeure relativement stable pendant les 12 à 18 premiers mois et accuse par la suite une diminution graduelle. Après l'année de pointe, la production diminue chaque année de 6 à 12 %. Par contre, la production d'un puits classique typique peut connaître une diminution initiale de 50 %, suivie d'une diminution de 24 % à la deuxième année de production.

Golfe du Saint-Laurent

Nombre d'entre vous connaissez mieux que moi les possibilités d'approvisionnement en gaz naturel dans le golfe du Saint-Laurent et l'exploration de cette région. Je sais qu'après des travaux sismiques, des évaluations environnementales et des consultations publiques, la région est de nouveau à l'étude.

Le potentiel de récupération de gaz dans le golfe du Saint-Laurent a d'abord été estimé à 1,4 Tpi³ par la Commission géologique du Canada qui, semble-t-il, est en train de mettre à jour cette estimation.

L'un des principaux sujets de cette mise à jour sera la zone productive possible « Old Harry », considérée comme l'une des plus vastes zones non forées de la région. Située à 1 500 pieds sous la surface de l'eau du chenal Laurentien, cette structure géologique chevauche la frontière entre le Québec et Terre-Neuve-et-Labrador. La région devra faire l'objet d'une entente entre les gouvernements du Québec, de Terre-Neuve-et-Labrador et du Canada avant que des forages puissent y être menés. L'industrie estime qu'en théorie, de 1,5 à 2 milliards de barils de pétrole (s'il s'agit bel et bien d'une zone de pétrole) ou de 4 ou 5 Tpi³ de gaz (s'il s'agit d'une zone de gaz) pourraient être puisés dans cette structure.

L'exploration terrestre dans les basses terres du Saint-Laurent (dans la région du Centre-du-Québec) et dans la péninsule gaspésienne suscite elle aussi l'intérêt de l'industrie.

Approvisionnement en pétrole brut

Le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien

Les sables bitumineux du Canada définiront l'avenir de la production pétrolière au pays. Ce graphique illustre la diminution observée actuellement dans la production pétrolière classique, tout comme l'est l'approvisionnement en gaz naturel classique dans l'Ouest du Canada. Cependant, les sables bitumineux ont le potentiel de rehausser de façon importante la production pétrolière totale du Canada en la faisant passer de 2,5 Mb/j à 4,1 Mb/j d'ici à 2015. J'y reviendrai dans quelques minutes.

Côte Est

En 2005, le champ White Rose est devenu, après les champs Hibernia et Terra Nova, le troisième champ producteur du bassin Jeanne d'Arc, au large de Terre-Neuve-et-Labrador. On estime qu'en 2007, ce bassin permettra de produire 400 000 b/j, 25 % de plus qu'en 2005. Entre 2010 et 2015, on prévoit la mise en exploitation du champ Hebron et d'autres gisements satellites de plus petite envergure. Des activités d'exploration sont menées dans le bassin Orphan, qui pourrait fort bien être le lieu d'une découverte de grande envergure d'ici à 2015.

(Source : Rapport de l'ONÉ sur l'avenir énergétique, scénario de référence [résultats préliminaires])

Ressources mondiales de pétrole et de bitume

Le Canada produit aujourd'hui 3 millions de barils par jour, soit 4 % des 81 millions de barils sur le marché mondial. Tandis que nos réserves prouvées s'élèvent à 16,5 milliards de barils (en regroupant le pétrole classique et les ressources des sables bitumineux), soit 1,4 % des réserves mondiales, les sables bitumineux pourraient permettre de produire un total de 300 milliards de barils, soit 25 % des réserves restantes et prouvées dans le monde.

Selon les estimations, le Canada dispose des plus vastes ressources en bitume du monde, avec 300 milliards de barils. Le Venezuela dispose de 270 milliards de barils, mais le total de ses ressources est supérieur en raison de plus fortes quantités de pétrole classique.

Sables bitumineux

Les sables bitumineux du Canada sont situés dans trois régions. La région de l'Athabasca est la plus vaste d'entre elles, celle qui a été la plus développée et la seule où peuvent être menées des activités d'exploitation à ciel ouvert. Par contre, c'est dans la région de Cold Lake, la deuxième en importance, où a eu lieu le plus d'extraction in situ. Enfin, la région de Peace River est la moins étendue et a été le lieu d'activités de production plus modestes.

Première méthode : exploitation à ciel ouvert

Aujourd'hui, les activités d'exploitation minière sont effectuées à l'aide d'énormes pelles électriques qui remplissent des camions d'une capacité de 360 tonnes. Après son extraction, le sable bitumineux est mené vers un concasseur qui réduit le minerai en boue avant son transport vers l'usine d'extraction. L'extraction consiste à retirer du bitume l'eau, le sable et les autres matériaux en vue de l'étape de valorisation, l'étape finale du processus. Après la valorisation, le bitume n'a plus la consistance du goudron et a été transformé en pétrole brut synthétique qui peut être raffiné et, dans certains cas, transformé en produits pétroliers.

Deuxième méthode - Méthode in situ : SGSIV

La séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (SGSIV) est la technique la plus usitée pour atteindre les dépôts de sables bitumineux trop profonds pour l'extraction à ciel ouvert.

Lors de la SGSIV, deux puits horizontaux sont forés l'un au-dessus de l'autre : un puits producteur près du fond du gisement, juste au-dessous d'un puits d'injection de vapeur. La vapeur est continuellement injectée dans le puits supérieur afin de faire fondre le bitume et le faire couler dans le puits de production d'où il sera pompé jusqu'à la surface.

En 2006, des quantités estimées à 483 000 b/j ont été produites par SGSIV et 648 000 b/j par l'extraction à ciel ouvert, ce qui représente un total d'environ 1,1 Mb/j. Nous estimons, et je souligne qu'il s'agit d'une estimation, que la production provenant des sables bitumineux atteindra près de 3 Mb/j d'ici à 2015, au rythme maximal envisagé pour ces grands projets.

Contrairement à l'exploitation à ciel ouvert, la récupération in situ n'a jamais vraiment nécessité d'installations de valorisation pour transformer le bitume en pétrole brut synthétique. En effet, le bitume est commercialisé comme mélange de bitume et de diluant de moindre qualité. La situation changera en 2007, lorsque NEXEN/OPTI démarrera un projet agençant la production in situ et la valorisation à Long Lake.

Un coût important associé à la production in situ est occasionné par la consommation de gaz naturel, qui représente environ du tiers à la moitié du coût total de production.

Gaz naturel liquéfié

Il est impossible de parler des hydrocarbures au Canada et d'omettre la possibilité d'importer des GNL. En 2006, l'offre mondiale de GNL a fait un bond important lorsque la capacité de liquéfaction a augmenté de 10 % et atteint 24 Gpi³/j. Malgré cela, le marché des GNL demeure un marché vendeur, la capacité d'importation dépassant de loin les quantités offertes sur le marché.

La flotte de méthaniers pouvant transporter des GNL a elle aussi connu une croissance notable, tant et si bien qu'une trentaine des 200 navires en service n'ont plus d'itinéraires définis et peuvent maintenant être redirigés vers les marchés qui offrent les meilleur prix. Cela a apporté une plus grande flexibilité au commerce des GNL.

En 2006, l'importation de GNL en Amérique du Nord (partout aux É.-U.) a été en moyenne de 1,5 Gpi³/j, ce qui représente environ 7 % du commerce total des GNL. L'importation de GNL en Amérique du Nord a diminué d'environ 8 % depuis l'année précédente, en raison de l'augmentation de l'offre intérieure et de la diminution des prix par rapport à 2005.

Selon certaines estimations, l'importation de GNL en Amérique du Nord augmentera d'un facteur de 9 d'ici à 2015 (Ziff Energy prévoit que les importations atteindront 13,4 Gpi³/j d'ici à 2015).

Je reviendrai plus tard sur certains projets d'importation de GNL qui représentent un intérêt pour le Canada.

Rôle des technologies émergentes

Dans notre considération des hydrocarbures, nous devons nous rappeler que le bon fonctionnement de l'ensemble de notre réseau énergétique, vu en tant que système, est essentiel pour satisfaire l'ensemble de la demande d'énergie au Canada et au Québec. Plus que jamais, des stratégies efficaces d'économie d'énergie et de développement de sources d'énergie renouvelable sont nécessaires. Bien sûr, le mandat de l'ONÉ touche de très près l'évaluation de projets de gazoducs et d'oléoducs, mais nous devons tout de même tenir compte de l'ensemble de la situation énergétique quand nous analysons ces projets proposés ou surveillons les marchés. En mars 2006, nous avons publié une évaluation du marché de l'énergie sur les technologies émergentes en production d'électricité : l'éolien, les petites centrales hydroélectriques, la biomasse, l'énergie géothermique, les systèmes photovoltaïques solaires, les piles à combustible, l'énergie marine, le charbon épuré et la gestion de la demande. Parmi les grandes conclusions tirées dans ce rapport, je vous cite les suivantes :

Les technologies émergentes sont toujours peu intégrées à la production d'électricité.
La progression des marchés énergétiques a entraîné des conditions propices à la croissance rapide des technologies émergentes.
Un certain nombre de mécanismes reliés aux politiques publiques peuvent encourager le progrès des technologies émergentes.
La gestion de la demande a le potentiel d'avoir un apport important et immédiat.

Au chapitre des hydrocarbures, il est clair que nous devons tenir compte de la mise en valeur de toutes les sources d'énergie et de leur consommation judicieuse. Les technologies émergentes doivent tenir un rôle de premier plan dans nos stratégies énergétiques. La stratégie énergétique du Québec en est un excellent exemple.

Pour plus de détails, consulter : Technologies émergentes en production d'électricité - Évaluation du marché de l'énergie - Mars 2006 [PDF 4753 ko].

Caractère adéquat de l'infrastructure

Après notre survol de l'offre et de la demande d'hydrocarbures, penchons-nous maintenant sur l'infrastructure qui les relie. Cette infrastructure est-elle adéquate? Quels projets pointent à l'horizon?

La première question a été abordée dans une évaluation du marché de l'énergie publiée par l'Office en juin 2006 et intitulée Le réseau canadien de transport d'hydrocarbures. Ce document est la deuxième édition d'une publication que nous comptons continuer de mettre à jour régulièrement au fur et à mesure que les conditions le rendront nécessaire.

Voici les principales conclusions énoncées dans le rapport de juin 2006 :

La capacité actuelle des pipelines de gaz naturel est adéquate.
La capacité des réseaux de transport par oléoducs est serrée.
Les expéditeurs continuent de se déclarer raisonnablement satisfaits des services offerts par les sociétés pipelinières.
Les sociétés pipelinières réglementées par l'ONÉ sont viables sur le plan financier.

Questions liées aux hydrocarbures

Il va sans dire qu'il existe des enjeux liés aux hydrocarbures, à leur exploitation et à leur consommation au Canada. Dans de nombreux cas, il s'agit de vastes questions politiques qui sont du ressort des gouvernements et qui portent sur les choix que doit faire la société pour se préparer à un avenir durable. D'autres questions sont plus spécifiques et portent sur les projets d'infrastructure énergétique dont sont chargés des organismes de réglementation comme l'ONÉ. Par exemple :

Questions économiques : Comment créer un contexte de réglementation permettant aux investisseurs potentiels dans les projets énergétiques de s'engager dans des projets jugés conformes à l'intérêt public?
Questions sociales : Quelles seront les répercussions, positives et négatives, sur les collectivités potentiellement touchées par un projet énergétique proposé? Comment profiter des répercussions positives et atténuer les répercussions négatives?
Questions environnementales : Quels seront les impacts sur l'environnement touché par un projet énergétique proposé? Comment éviter ou réduire ces impacts au stade de la conception et comment les atténuer pendant la construction et l'exploitation?

Dans l'exécution de son mandat global et au moment de rendre une décision, l'ONÉ examine les questions économiques, sociales et environnementales. À la fin des années 1950, les auteurs de la Loi sur l'ONÉ ont établi le fondement du développement durable, devançant ainsi ceux qui allaient le définir au Sommet de Rio en 1992. Selon la Loi sur l'ONÉ, chacune des décisions de l'ONÉ doit être fondée sur une seule et même conclusion qui tient compte des facteurs économiques, sociaux et environnementaux. L'intégration de tous ces facteurs est fondamentale dans tout décision prise par l'ONÉ de refuser ou d'accepter un projet, et à quelles conditions précises s'il est approuvé.

Surveillance de l'environnement

Au chapitre des facteurs environnementaux, l'ONÉ est présent pendant tout le cycle de vie des installations, de la planification à la conception, la construction, l'exploitation et la cessation d'exploitation.

Voici quelques exemples concrets des moyens que prend l'ONÉ pour exécuter son mandat au chapitre de l'environnement :

Planification et conception : Notre Guide de dépôt énonce en détail les exigences que doivent observer les promoteurs au chapitre de l'intégration des facteurs environnementaux dans la conception des installations. Les demandeurs doivent donner suffisamment de détails suivant une série de renseignements ainsi qu'un raisonnement valable et transparent suffisant à appuyer les questions, l'analyse et les conclusions énoncées au chapitre des effets environnementaux et socioéconomiques du projet.
Construction : Lorsque nous approuvons un projet, le certificat ou l'ordonnance est assorti de certaines conditions. Dernièrement, nous avons stipulé que la compagnie devait déposer pour approbation un plan de protection environnementale et de remise en état établi expressément pour le projet et ce, avant de pouvoir débuter les travaux de construction.
Exploitation : Nos inspecteurs vérifient et inspectent les installations dont la mise en service a été autorisée par l'ONÉ. Par exemple, lors d'une inspection de l'exploitation et de l'entretien menée récemment près d'une région vulnérable sur le plan de l'environnement, nous avons découvert que la compagnie s'était très bien conformée aux exigences visant la protection environnementale des lieux, et avons pu confirmer que les objectifs d'amélioration constante du système de gestion de la compagnie étaient appliqués par le biais des manuels de la société.

Ces exemples permettent d'illustrer comment l'ONÉ intègre à l'exécution de son mandat les facteurs environnementaux liés à la mise en valeur des ressources d'hydrocarbures qu'il réglemente.

Projet gazier Mackenzie

Parlons maintenant des projets infrastructurels déposés à l'Office et de certains projets dont nous anticipons le dépôt. Puisque certains d'entre eux sont à l'étude à l'Office, vous comprendrez que je ne peux porter de jugement sur leur bien-fondé. Examinons tout de même où en est le processus de réglementation.

Le projet gazier Mackenzie comporte environ 1400 km de pipelines et trois stations de compression. Son coût en capital est estimé à 7,5 milliards de dollars et pourrait être revu par Imperial Oil au cours des prochains mois.

En décembre 2006, l'ONÉ a terminé la phase de l'audience prévue pour l'audition de la preuve. Jusqu'ici, nous avons tenu 47 jours d'audience. Parallèlement, la Commission d'examen conjoint mène toujours son évaluation environnementale et devrait la terminer cette année. Après sa publication, le rapport de la Commission sera intégré au dossier de l'ONÉ, qui sera alors en mesure de passer à la plaidoirie finale de cette audience avant de délibérer et de rendre sa décision.

Vous voyez aussi le projet de gazoduc de l'Alaska, également lié aux ressources de gaz du Nord. Des discussions sur ce projet sont présentement en cours au sein de l'industrie et avec les divers ordres de gouvernement au Canada et aux États-Unis. Les dépôts prescrits par la réglementation pour ce projet seront fondés sur le succès de ces discussions.

Point de réception Gros-Cacouna

Le 16 avril 2007, nous entamerons à Québec notre audience sur le projet d'ajout d'un nouveau point de livraison au Tarif de TransCanada. Le point de réception est lié au projet de terminal méthanier à Gros-Cacouna.

Le terminal proposé a fait l'objet d'une audience du Bureau d'audiences publiques sur l'environnement (BAPE), qui a publié son rapport vers la fin de l'an passé.

Veuillez noter que cette prochaine audience de l'ONÉ ne porte pas sur les installations qui seraient nécessaires pour prolonger le réseau de transport du gaz naturel de St-Nicolas à Gros-Cacouna. Ces installations feront l'objet d'une demande qui sera présentée à l'ONÉ par Gazoduc TQM et que nous n'avons pas encore reçue.

Latéral Rabaska

Une demande de projet pourrait aussi être déposée pour un latéral qui relierait le terminal méthanier Rabaska proposé.

Une audience sur ce terminal a récemment été tenue par le BAPE.

Emera Brunswick

Toutes les autorisations environnementales relatives au terminal méthanier de Canaport à Saint-Jean au Nouveau-Brunswick ont été octroyées. La préparation du site et le début de la construction sont en cours.

Les installations pipelinières de raccordement sont composées de 145 km de pipelines et leur coût est estimé à $350 millions de dollars. L'ONÉ a tenu une audience à ce sujet à Saint-Jean en novembre 2006 et les délibérations sont en cours.

Veuillez noter que, aux fins de l'évaluation environnementale, l'audience constituait un projet pilote qui visait à appliquer certaines dispositions sur la substitution énoncées dans la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (LCÉE). Selon ces dispositions, un processus équivalent d'examen public peut remplacer un examen par une commission en vertu de la LCÉE. Le processus d'examen public de l'ONÉ en est un exemple.

Nous espérons qu'un jour, la substitution soit la façon habituelle de procéder et non plus un projet pilote. Elle permettrait de rendre l'ensemble du processus plus efficace et de mettre à profit toute l'étendue et la profondeur des connaissances sur l'environnement, les terres et les questions socio-économiques que possèdent la trentaine de spécialistes qui oeuvrent dans ces domaines au sein de l'ONÉ.

Deep Panuke

Le 9 novembre 2006, EnCana a déposé sa demande pour le projet Deep Panuke. Le projet vise des installations de production extracôtière pour la mise en valeur des ressources en gaz naturel près de l'île de Sable et un pipeline raccordant les installations au pipeline de Maritimes and Northeast, pour un coût total estimé à plus de $700 millions de dollars.

La demande a été déposée conjointement auprès de l'ONÉ et de l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers. Ce dernier est responsable de tous les aspects liés à la production, tandis que l'ONÉ est chargé du pipeline de raccordement.

Nous avons décidé de fusionner en un seul processus ceux de l'ONÉ et de l'OCNHE. L'audience débutera à Halifax le 5 mars 2007.

Projet Keystone

Passons maintenant aux projets pétroliers.

Le projet Keystone a récemment été déposé auprès de l'ONÉ et vise une canalisation pour le transport du pétrole brut entre l'Alberta et les marchés de l'Illinois. Le projet proposé consiste en l'acquisition de 864 km de gazoducs en place, propriété de TransCanada PipeLines, qui seraient transformés en oléoduc dont TransCanada Keystone PipeLine deviendrait alors propriétaire. À cela s'ajouteraient 371 km de nouveaux pipelines, de pompes, de réservoirs et d'installations connexes situés au Canada. La capacité initiale du projet serait de 435,000 barils par jour. Le coût en capital est de 664 millions de dollars.

Le 4 juin 2007, l'Office entamera une audience sur la demande visant ces installations.

Projets d'Enbridge : Alberta Clipper et Southern Lights

Le projet Alberta Clipper d'Enbridge vise la construction d'un pipeline de 36 pouces de diamètre s'étendant sur 1 590 km pour le transport du brut entre Hardisty, en Alberta et Superior, dans le Wisconsin. Ce pipeline suivrait en grande partie l'emprise actuelle d'Enbridge et son coût en capital serait de deux milliards de dollars US. La capacité initiale du pipeline serait de 450 000 barils par jour et pourrait atteindre un maximum de 800 000 barils par jour. Pour compenser l'augmentation de la capacité entrant à Superior, le pipeline Southern Access de 42 pouces de diamètre entrant à Chicago serait agrandi à un coût estimé à 0,1 milliard de dollars US.

Le projet pipelinier Southern Lights d'Enbridge a été conçu pour satisfaire au manque d'offre adéquate d'hydrocarbures légers (diluants) en provenance de raffineries et de centres d'approvisionnement des États-Unis et pour faire face à l'augmentation de la demande de diluants par les producteurs pétroliers dans les régions des sables bitumineux et les régions productrices de pétrole brut lourd de l'Ouest du Canada. Les diluants sont des hydrocarbures légers qui servent à diluer le pétrole brut lourd et le bitume (un pétrole épais qui ressemble au goudron et que l'on trouve dans les sables bitumineux) pour les rendre assez liquides en vue du transport par pipeline.

Les demandes relatives à ces deux projets devraient être soumises à l'ONÉ dans les prochains mois.

TMX-2 Agrandissement de TransMountain

Terasen Pipelines (TransMountain) a élaboré un certain nombre de scénarios d'agrandissement. L'un d'entre eux, le projet TMX-2, permettrait à Terasen d'ajouter 100 000 b/j de capacité à son réseau, qui sert au transport de pétrole et de produits pétroliers de l'Alberta vers la Colombie-Britannique. Ce projet exige 495 km de pipelines et des installations connexes, dont des stations de pompage et des réservoirs de stockage.

La société recherche des appuis commerciaux à ce projet.

L'ONÉ, un partenaire

Voici comment l'ONÉ a décrit sa vision dans son plan stratégique :

« L'ONÉ est un partenaire actif, efficace et averti dans le développement responsable du secteur énergétique du Canada, pour le bien de la population canadienne. »

Nous disposons de plusieurs moyens pour concrétiser cette vision. Comme je l'ai déjà mentionné, nous sommes toujours à la recherche de nouveaux moyens de rendre notre processus de réglementation plus efficace et efficient. Le projet-pilote sur la substitution mené dans le cadre de notre examen du projet d'Emera Brunswick ainsi que notre processus d'audience conjoint avec celui de l'OCNHE pour le projet Deep Panuke sont deux exemples de notre détermination à cet égard.

Un autre exemple est celui des consultations pancanadiennes menées dans le cadre de la préparation à la diffusion, à l'automne 2007, de notre Rapport sur l'avenir énergétique. L'équipe chargée de ce rapport sera à Montréal le 9 mars 2007 pour une deuxième rencontre avec des représentants de l'industrie, des gouvernements et d'organisations non gouvernementales pour approfondir l'analyse des trois scénarios principaux de l'avenir énergétique du Canada. Si vous n'avez pas encore participé à ce processus et vous désirez savoir ce qui en est et participer à l'analyse, visitez l'index sur notre site Web intitulé Rapport sur l'avenir énergétique.

Votre Office national de l'énergie

Mon but aujourd'hui était de vous donner un aperçu de la situation spécifique aux hydrocarbures et de la situation générale de l'énergie dans nos vies quotidiennes. Je tenais aussi à présenter quelques exemples des infrastructures rendues nécessaires par l'offre et la demande d'énergie. J'ai aussi tenté de préciser le rôle de l'ONÉ dans l'évaluation des projets infrastructurels au Canada et au Québec en démontrant que les questions traitées par l'ONÉ sont très pertinentes pour les membres de l'Association Pipeline et pour ceux qui assistent à vos déjeuners causeries.

J'espère qu'après cette présentation, certains d'entre vous considéreront l'ONÉ comme une institution publique pertinente et utile dans votre vie personnelle et professionnelle.

Nous cherchons toujours à améliorer nos processus à l'aide de partenariats. Nous sommes intéressés à vos commentaires et à vos suggestions, et nous serons ravis de pouvoir répondre à vos questions sur l'énergie. Visitez notre site Web (www.one-neb.gc.ca), et n'hésitez pas à nous contacter au numéro suivant (sans frais): 1-800-899-1265.

Merci de m'avoir donné l'occasion de participer au dialogue québécois sur l'énergie.