Guide de dépôt – Annexe 1 Listes de contrôle du Guide de dépôt

1.

Une lettre d’accompagnement présentant :

1. la requête et les raisons de celle-ci;
2. un résumé de la nature des renseignements dont le caractère confidentiel devrait être protégé;
3. une description détaillée des raisons pour lesquelles les documents déposés doivent être traités de façon confidentielle.

2.

Si possible, une version expurgée des documents déposés qui peut être rendue publique (dans laquelle l’information dont la confidentialité doit être assurée aura été caviardée).

3.

Un exemplaire non expurgé des documents déposés dont le demandeur voudrait protéger le caractère confidentiel. Ces documents doivent être livrés par porteur, par la poste, par courrier recommandé ou par messager au secrétaire de la Commission sous double pli cacheté confidentiel.

1.

Exigences dont il est fait mention à l’article 15 des Règles

1.

Objet du projet proposé

1.

Aperçu des systèmes de gestion, dont une description de ce qui suit :

• la façon dont les programmes exigés par le RPT sont coordonnés à l’intérieur du système de gestion de manière à promouvoir la sécurité et la protection de l’environnement;
• le processus employé pour apporter les modifications nécessaires au système de gestion.

1.

Exposer les grandes lignes du programme de mobilisation, notamment :

• la politique ou la vision de la société à l’égard de la mobilisation;
• les principes et les buts qui sous-tendent le programme de mobilisation du demandeur;
• la politique relative à la mobilisation autochtone, ainsi que les politiques et les énoncés de principe établis relativement à la collecte de renseignements sur les connaissances autochtones ou l’usage des terres à des fins traditionnelles.

1.

Donner un aperçu des activités de mobilisation propres au projet et faire état des éléments qui ont influé sur la conception, notamment les suivants :

• une liste des personnes ou communautés susceptibles d’être touchées visées par les activités de mobilisation, dont :
  • les propriétaires de terrains, les résidents locaux, ainsi que les utilisateurs de terrains ou de voies navigables,
  • les autorités gouvernementales,
  • les communautés autochtones;
• un échantillon de la trousse d’information que le demandeur a remise à toutes les personnes et communautés susceptibles d’être touchées, conformément au Guide de mobilisation précoce (rubrique L) de la Régie;
• la date et le lieu des activités, de même que les moyens employés, y compris le protocole de mobilisation qui a été établi et suivi pour tenir compte des besoins culturels de la communauté, le cas échéant;
• la façon dont les langues en usage ont été considérées, notamment et plus particulièrement, la manière dont l’information sur le projet sera communiquée aux personnes ou communautés concernées dans la langue officielle de leur choix pour assurer une participation efficace et valable au processus de la Régie;
• la marche à suivre pour répondre aux questions et préoccupations;
• les plans relatifs à la mobilisation et au suivi futurs tout au long de l’exploitation du projet, ce qui peut inclure des activités, telles que des programmes de sensibilisation du public, d’éducation permanente et de mobilisation de personnes au sujet d’activités d’exploitation envisagées susceptibles de les toucher.

1.

Exposer les résultats des activités de mobilisation menées à l’égard du projet, dont les renseignements suivants :

• un résumé des commentaires et préoccupations exprimés par les personnes ou communautés susceptibles d’être touchées par le projet;
• un résumé de la réponse donnée par le demandeur à chacun des commentaires ou sujets de préoccupation, y compris les précisions suivantes :
  • les mesures que le demandeur a prises ou compte prendre pour résoudre ces préoccupations, ou un exposé des raisons pour lesquelles il estime qu’aucune autre mesure n’est requise;
  • les dates auxquelles les renseignements ont été communiqués aux personnes qui ont formulé les commentaires ou les préoccupations, et le moyen de communication;
• la façon dont les préoccupations non résolues seront réglées;
• la manière dont les renseignements émanant des personnes ou communautés ont influencé la conception, la construction ou l’exploitation du projet;
• en ce qui touche les discussions engagées avec des communautés autochtones, le demandeur doit déposer les renseignements suivants, en plus de ceux énumérés ci-dessus :
  • l’identité de toutes les communautés autochtones avec lesquelles la société a communiqué, ainsi que la date et les moyens employés et le nom de l’interlocuteur;
  • tout document pertinent, non confidentiel, reçu concernant les activités de mobilisation;
  • un exposé de toutes les préoccupations exprimées par des communautés autochtones à propos du projet qui ont fait l’objet de discussions avec un ministère ou un organisme gouvernemental, ainsi que la date du contact et le nom de l’interlocuteur;
  • s’il est connu que l’État mène des activités de consultation des communautés autochtones concernant le projet, une description de ces activités;
• le détail et le résultat des activités de mobilisation menées auprès de toutes les personnes susceptibles d’être touchées par la modification du projet (p. ex., les personnes sur lesquelles la modification du projet à la suite des activités de mobilisation aurait un effet particulier).

2.

Confirmer que les personnes ou communautés susceptibles d’être touchées recevront un avis suffisant de ce qui suit :

• le dépôt de la demande devant la Régie;
• la démarche qu’elles doivent suivre pour communiquer avec la Régie en tout temps, mais avant que la Commission ne rende sa décision;
• les moyens employés pour la notification, ainsi que le calendrier à cette fin.

1.

Fournir les raisons pour lesquelles la société n’a pas jugé nécessaire de mener des activités de mobilisation, notamment les renseignements suivants :

• le ou les scénarios applicables à la demande (p. ex., activités de mobilisation équivalentes, effets environnementaux ou socioéconomiques nuls ou négligeables, installations situées sur des terrains dont la société est propriétaire ou locataire);
• la preuve que ces scénarios répondent aux exigences indiquées aux présentes.

1.

Confirmer que toutes les tierces parties commerciales susceptibles d’être touchées par l’issue de la demande ont été informées, et inclure :

• une description des moyens employés pour communiquer avec ces parties;
• la date où les parties ont reçu l’avis.

2.

Fournir des détails sur les préoccupations soulevées par les tierces parties. Cela peut comprendre :

• une confirmation qu’aucune préoccupation n’a été soulevée;
• une confirmation que les préoccupations soulevées ont été résolues;
• la liste des tierces parties commerciales qui ont soulevé des préoccupations non encore résolues et un exposé de ces préoccupations.

3.

Liste des tierces parties intéressées qui se sont déclarées comme telles, et confirmation qu’elles ont reçu un avis.

4.

Donner une explication dans l’éventualité où la notification des tierces parties commerciales n’aurait pas été jugée nécessaire.

1.

Répertorier et décrire les éléments constitutifs du projet, les activités et les travaux connexes (p. ex., canalisations, vannes, compresseurs, pompes et voies d’accès, y compris les ponts provisoires et permanents, baraquements de chantier, terminaux maritimes et installations de chargement).

2.

Décrire l’emplacement du projet et les critères employés pour déterminer le tracé ou le site proposé.

3.

Décrire le mode et le calendrier d’exécution du projet.

4.

Description des installations devant être construites par des tiers et qui sont nécessaires pour la réalisation des installations proposées

5.

Préciser le montant estimatif des dépenses totales en immobilisations, les coûts d’exploitation supplémentaires et les changements aux coûts estimatifs de cessation d’exploitation, le cas échéant, pour les catégories suivantes :

• pipelines;
• compresseurs ou pompes;
• stations de comptage et régulateurs de débit;
• installations de stockage;
• autres installations;
• provision pour fonds utilisés durant la construction, y compris les taux employés;
• frais généraux capitalisés, avec ventilation distincte des principaux éléments de coût, comme le matériel, l’installation, les terrains et les droits fonciers.

6.

Date prévue de la mise en service

1.

Description de la faisabilité économique du projet

1.

Exposer la nécessité de réaliser le projet et indiquer les raisons qui ont incité à opter pour le projet visé par la demande plutôt que pour les autres options possibles.

2.

Décrire et justifier le choix du tracé et du site proposés, en incluant une comparaison des options évaluées en fonction des critères de sélection retenus.

3.

Exposer les raisons soutenant le choix des méthodes de conception et de construction. S’il y a lieu, décrire les autres concepts et méthodes qui ont été évalués et expliquer pourquoi ils ont été rejetés.

1.

Fournir une justification du projet proposé.

1.

Type de fluide et composition chimique

2.

Caractéristiques des tubes de canalisation

3.

Caractéristiques des installations de raclage

4.

Caractéristiques des compresseurs ou installations de pompage

5.

Caractéristiques des installations de comptage ou de régulation de la pression

6.

Caractéristiques des réservoirs à liquides ou autres installations de stockage de produits de base

7.

Caractéristiques des nouvelles installations associées à un système de contrôle

8.

Caractéristiques des installations associées à une usine de traitement de gaz, de soufre ou de GNL

9.

Description technique des autres installations non mentionnées ci-dessus

10.

Dimensions du bâtiment et usages

11.

Si le projet concerne un nouveau réseau qui est une source essentielle d’approvisionnement en énergie, description des répercussions qu’aurait la perte d’un élément critique sur la capacité du nouveau réseau.

1.

Confirmation que les activités liées au projet seront conformes aux exigences de la plus récente version de la norme CSA Z662

2.

Déclaration indiquant quelle annexe est utilisée et dans quel but

3.

Déclaration attestant que le demandeur se conformera au RPT ou au RUT

4.

Liste des principaux codes et principales normes, y compris la version et la date de publication

5.

Confirmation que le projet sera exécuté conformément à tous les manuels pertinents de la société et que les manuels en question sont conformes au RPT, au RUT et aux normes et codes relevés pour le projet

6.

Si le projet touche à une partie quelconque d’un réseau de transport de produits autres que des hydrocarbures : Programme d’assurance de la qualité visant à garantir que les matériaux utilisés dans l’installation conviennent à l’usage auquel ils sont destinés

7.

Si le projet doit être assujetti à des conditions non prévues dans la norme CSA Z662 :

• déclaration écrite de la part d’un ingénieur qualifié;
• description des plans de conception et mesures nécessaires pour protéger le pipeline.

8.

Si le projet comporte l’exécution d’un forage directionnel :

• rapport de faisabilité préliminaire;
• description du plan d’urgence.

9.

Si de nouveaux matériaux sont utilisés, fournir l’information sur la chaîne d’approvisionnement, en format tabulaire.

10.

Si des matériaux sont réutilisés, fournir une évaluation technique, conformément à la norme CSA Z662, indiquant que cela est approprié au service prévu.

1.

Plans de conception, caractéristiques techniques, manuels, marches à suivre, mesures ou plans pour lesquels le RPT ou le RUT ne propose aucune norme

2.

Programme d’assurance de la qualité si la conception du projet n’est pas de type courant ou doit tenir compte d’exigences uniques attribuables à l’emplacement géographique

3.

Si des travaux de soudage sont réalisés sur un pipeline rempli de liquide dont l’équivalent en carbone est égal ou supérieur à 0,50 % et qu’il s’agit d’une installation permanente :

• caractéristiques et procédés de soudage;
• résultats des essais d’agrément des procédés.

1.

Cerner et décrire les contextes biophysique et socioéconomique actuels de chaque élément (c.-à-d. les données de base) du lieu où le projet serait réalisé.

2.

Décrire les éléments biophysiques ou socioéconomiques de la zone d’étude qui revêtent de l’importance sur les plans écologique, économique ou humain et qui exigent une analyse plus détaillée compte tenu des résultats des activités de mobilisation (le tableau A-1 contient des exemples). Lorsque les circonstances exigent des renseignements plus détaillés dans l’évaluation environnementale et socioéconomique, voir :

• le tableau A-2 : Exigences de dépôt pour les éléments biophysiques;
• le tableau A-3 : Exigences de dépôt pour les éléments socioéconomiques.

3.

Présenter des éléments de preuve (p. ex., renvoi à des ouvrages scientifiques, études sur le terrain, connaissances locales et autochtones, évaluations environnementales antérieures et rapports de surveillance) à l’appui :

• des renseignements et données recueillis;
• des analyses effectuées;
• des conclusions tirées;
• de tout jugement professionnel donné ou de toute expérience invoquée pour satisfaire aux exigences d’information, et les raisons pour expliquer l’importance accordée à ce jugement ou à cette expérience.

4.

Décrire les méthodes utilisées pour effectuer les relevés et les études (p. ex., ceux touchant la faune, les pêches, les plantes, les espèces en péril ou à statut particulier, les sols, les ressources patrimoniales ou l’usage des terres à des fins traditionnelles et ceux effectués pour établir le contexte de base concernant l’environnement atmosphérique et acoustique) et en prouver le bien-fondé.

5.

Les demandeurs doivent consulter d’autres ministères fédéraux, provinciaux ou territoriaux qui sont spécialistes du domaine ou d’autres autorités compétentes au sujet des données de base et des méthodes.

1.

Décrire les méthodes employées pour prévoir les effets du projet sur les éléments biophysiques et socioéconomiques, ainsi que les effets de l’environnement sur le projet.

2.

Prévoir les effets associés au projet envisagé, y compris ceux que pourraient entraîner la construction, l’exploitation, la désaffectation et la cessation d’exploitation, ou qui se produiraient en cas d’accidents ou de défaillances, de même que les effets que l’environnement est susceptible d’exercer sur le projet. Si un élément biophysique ou socioéconomique, ou la composante valorisée d’un tel élément, exige une analyse plus poussée (voir le tableau A-1), il faut fournir l’information détaillée qui est indiquée au tableau A-2 et au tableau A-3.

1.

Exposer les mesures d’atténuation courantes et propres au projet proposées pour remédier aux effets du projet et leur pertinence, ou indiquer clairement les sections des manuels de la société qui prévoient les mesures d’atténuation voulues. Il faut s’assurer que les manuels cités sont à jour et qu’ils ont été déposés antérieurement auprès de la Régie.

2.

Veiller à ce que les engagements à l’égard des mesures d’atténuation soient communiqués au personnel sur le terrain au moyen d’un plan de protection de l’environnement, en vue de leur mise en œuvre.

3.

Décrire les plans et mesures pour pallier les effets potentiels découlant d’un accident ou d’une défaillance en cours de construction ou d’exploitation du projet.

1.

Après la prise en compte des mesures d’atténuation appropriées, recenser tous les effets résiduels du projet.

2.

Décrire la méthode et les critères employés pour déterminer l’importance des effets négatifs, notamment à quel point un effet particulier sur une composante valorisée est considéré comme « important ».

3.

Évaluer l’importance des effets environnementaux et socioéconomiques résiduels négatifs en fonction des critères définis.

4.

Évaluer la probabilité que le projet ait des effets environnementaux et socioéconomiques résiduels négatifs et prouver le bien-fondé des conclusions tirées.

1.

Relever les composantes valorisées pour lesquelles des effets résiduels sont attendus et décrire et justifier les méthodes utilisées pour prévoir les effets résiduels, le cas échéant.

2.

Pour chaque composante valorisée pour laquelle des effets résiduels ont été répertoriés, décrire et justifier les limites spatiales et temporelles employées pour évaluer les effets cumulatifs potentiels.

3.

Relever les autres ouvrages ou activités qui ont été réalisés ou qui sont susceptibles d’être réalisés dans les limites spatiales et temporelles employées pour évaluer les effets cumulatifs.

4.

Déterminer si les effets de ces ouvrages ou activités passés ou futurs sont susceptibles de se répercuter sur les composantes valorisées dans les limites spatiales et temporelles définies.

5.

Si d’autres ouvrages ou activités peuvent avoir des effets sur les composantes valorisées pour lesquelles le projet est susceptible d’avoir des effets résiduels, il faut pousser plus loin l’évaluation des effets cumulatifs :

• Prendre en compte dans l’analyse les diverses composantes, étapes et activités associées au projet du demandeur qui pourraient interagir avec d’autres ouvrages ou activités.
• Décrire l’étendue des effets cumulatifs sur les composantes valorisées.

Si des connaissances ou une expérience professionnelles sont invoquées, expliquer dans quelle mesure on s’y est fié et préciser le raisonnement à l’appui des conclusions tirées ou des décisions prises.

1.

Exposer les mesures d’atténuation générales et particulières, au-delà des mesures d’atténuation propres au projet déjà analysé, qu’il est techniquement et économiquement faisable d’appliquer pour remédier à tous les effets cumulatifs du projet.

1.

Après la prise en compte des mesures appropriées pour atténuer les effets cumulatifs, recenser les effets cumulatifs résiduels du projet.

2.

Décrire la méthode et les critères employés pour déterminer l’importance des effets cumulatifs résiduels négatifs et préciser le seuil à partir duquel chaque effet cumulatif sur une composante valorisée est considéré comme « important ».

3.

Évaluer l’importance des effets cumulatifs résiduels négatifs en fonction des critères définis.

4.

Évaluer la probabilité que le projet ait des effets environnementaux et socioéconomiques cumulatifs résiduels négatifs et étayer les conclusions tirées.

1.

Décrire les plans d’inspection visant à garantir le respect des engagements biophysiques et socioéconomiques, comme l’exigent les articles 48, 53 et 54 du RPT.

2.

Décrire le programme de surveillance et de contrôle visant à assurer la protection du pipeline, du public et de l’environnement, comme l’exige l’article 39 du RPT.

3.

Tenir compte de tous les éléments propres à la demande qui sont plus préoccupants et déterminer si un programme de surveillance plus poussé visant ces éléments est nécessaire.

Environnement physique et météorologique

Sol et productivité du sol

Végétation

Qualité de l’eau et quantité d’eau

Poisson et habitat du poisson, y compris les mesures de compensation requises découlant d’une autorisation accordée sous le régime de la Loi sur les pêches

Milieux humides

Faune et habitat faunique

Espèces en péril ou à statut particulier et habitats connexes

Émissions atmosphériques

Émissions de gaz à effet de serre

Environnement acoustique

Occupation humaine et utilisation des ressources

Ressources patrimoniales

Navigation et sécurité en matière de navigation

Usage des terres et des ressources à des fins traditionnelles

Bien-être socioculturel

Santé et aspects esthétiques

Infrastructure et services

Emploi et économie

1.

Une description de chaque produit devant être transporté (p. ex., pétrole brut, gaz naturel, LGN).

2.

Un exposé sur toutes les sources d’approvisionnement potentielles et leur compétitivité sur les marchés visés.

3.

Des prévisions de la capacité de production pour chaque produit au cours de la durée de vie économique des installations.

4.

Dans le cas de pipelines dont la capacité fait l’objet de contrats, un exposé sur les ententes contractuelles qui sous-tendent l’approvisionnement.

1.

Dans le cas d’un agrandissement :

• la capacité du pipeline avant et après l’agrandissement et la capacité additionnelle prévue;
• une justification démontrant que la capacité du pipeline prévue est appropriée.

2.

Dans le cas d’un nouveau pipeline, une justification démontrant que la capacité du nouveau pipeline est appropriée compte tenu des approvisionnements disponibles.

1.

Dans le cas de pipelines dont la capacité fait l’objet de contrats, de l’information sur les ententes contractuelles.

2.

Pour tous les autres pipelines, des prévisions des débits annuels prévus par type de produit, point de réception et point de livraison, au cours de la durée de vie économique de l’installation.

3.

Si le projet entraîne une hausse de la capacité de débit :

• la capacité théorique et renouvelable des installations actuelles et proposées par rapport aux besoins prévus;
• les formules de calcul du débit et les données des calculs employées pour déterminer la capacité des installations proposées, ainsi que les hypothèses et les paramètres qui les sous-tendent.

4.

Si plusieurs types de produits doivent être transportés par un même pipeline, un exposé traitant de la séparation des produits, y compris des questions de contamination potentielle et des effets sur les coûts.

1.

Une analyse du marché où chaque produit doit être utilisé ou consommé.

2.

Un exposé sur la capacité des installations en amont et en aval d’accepter les volumes additionnels qui seraient livrés.

3.

Une indication à savoir si le pipeline proposé dépend, ou doit se raccorder à, d’autres installations proposées ou approuvées mais non encore construites.

1.

Démontrer que le demandeur est en mesure de financer les installations proposées.

2.

Démontrer que le demandeur peut gérer des coûts éventuels associés aux risques et aux obligations qui peuvent survenir durant la construction et l’exploitation du projet, y compris un incident important mettant en cause un rejet de produit.

3.

Estimer les effets sur les droits pour la première année complète d’exploitation des installations.

4.

Confirmer que les expéditeurs ont été informés du projet et de son incidence sur les droits, qu’ils ont exprimé des préoccupations et que des plans sont mis de l’avant pour les résoudre.

5.

Fournir des renseignements sur les coûts de la cessation d’exploitation ainsi que sur les mécanismes de prélèvement et de mise de côté des fonds.

6.

Fournir des détails supplémentaires dans le cas des demandes qui ont une incidence importante sur les droits.

1.

Confirmer qu’ont été ou seront obtenues toutes les approbations par des organismes autres que la Régie dont le demandeur a besoin pour respecter le calendrier de construction et la date prévue de mise en service et pour que les installations puissent être utilisées et utiles.

2.

Si l’une des approbations visées au point 1 ci-dessus devait être retardée, décrire où le processus est rendu et fournir une estimation du moment où elle sera obtenue.

1.

Largeur de l’emprise et endroits où elle varie.

2.

Emplacements et dimensions de l’aire de travail temporaire connue et dessins montrant les dimensions types.

3.

Emplacements et dimensions de tous les nouveaux terrains requis pour les installations.

1.

Fournir une description du type de droits fonciers qui devront être acquis pour le projet et les installations connexes.

2.

Décrire la nature et les proportions relatives des biens-fonds situés le long du tracé proposé (c.-à-d., terres franches, terres publiques ou de l’État).

3.

Lorsqu’il n’est pas nécessaire d’acquérir de nouveaux droits fonciers, décrire les droits fonciers existants qui permettent la réalisation du projet.

1.

Fournir une description du processus proposé d’acquisition des terrains qui seront nécessaires à la réalisation du projet.

2.

Présenter le calendrier d’acquisition et l’état actuel du processus d’acquisition.

3.

Indiquer l’état d’avancement de la signification des avis exigés au paragraphe 322(1) de la LRCE à tous les propriétaires des terrains à acquérir.

1.

Fournir un exemple de chaque accord d’acquisition de terrains qui serait utilisé (convention d’option ou accord de servitude). L’accord doit être conforme aux dispositions du paragraphe 321(2) de la LRCE.

2.

Un exemple d’accord proposé pour une propriété en fief simple, une aire de travail, une voie d’accès ou d’autres terres.

1.

Un exemple d’avis proposé pour signification à tous les propriétaires de terrains aux termes du paragraphe 322(1) de la LRCE.

1.

Une déclaration indiquant que les travaux proposés dans la demande visent à donner suite à une plainte présentée à la Régie; le nom et l’adresse du plaignant; la nature et la date de la plainte; la manière dont les activités proposées dans la demande déposée aux termes de l’article 214 vont résoudre la plainte.

1.

Les sociétés sont tenues de déposer leurs coûts estimatifs de cessation d’exploitation pour approbation par la Commission. Les documents déposés par les sociétés doivent comprendre les tableaux A-1 à A-4 tirés de la lettre de l’Office national de l’énergie datée du 4 mars 2010, ainsi qu’une description de la méthodologie utilisée et des hypothèses qui ont servi à estimer les coûts.

1.

Les sociétés pipelinières sont tenues de disposer d’un mécanisme pour la mise de côté des fonds qui procurera les sommes voulues en vue de la cessation d’exploitation du pipeline. Ce mécanisme doit faire l’objet d’un dépôt auprès de la Régie pour approbation par la Commission. Les sections B.1.2.1 à B.1.2.3 font état des exigences de dépôt précises relativement aux fiducies, aux lettres de crédit ou aux cautionnements.

1.

Toutes les sociétés doivent déposer une mise à jour sur le financement de la cessation d’exploitation au moyen du formulaire applicable le plus récent.

1.

Le demandeur doit confirmer qu’il signifiera l’avis de cessation d’exploitation proposée dans les 72 heures suivant le dépôt de la demande auprès de la Régie. Cette confirmation doit inclure une liste des peuples autochtones à qui l’avis sera signifié.

2.

Le demandeur doit également confirmer le nom de la publication et la date prévue de diffusion de l’avis.

1.

Une description complète de tout pipeline et de toute installation visés par la cessation d’exploitation. Dans le cas d’un pipeline, la description doit comprendre, entre autres, l’historique des produits transportés, et la longueur, le diamètre, l’épaisseur de la paroi et le type de revêtement du pipeline. Tout autre renseignement pertinent concernant le pipeline et l’installation ou leur fonctionnement susceptible d’aider la Commission à évaluer la demande de cessation d’exploitation.

2.

Les raisons de la cessation d’exploitation du pipeline et de toute installation. Voir la section 3.2 et la section 3.5 du présent guide.

3.

Des cartes ou des plans du site à une échelle appropriée montrant l’emplacement et la dimension de l’emprise pipelinière et de toute installation dont l’exploitation doit cesser.

4.

Les données numériques sur l’emplacement de tout pipeline et de toute installation visés par la cessation d’exploitation. Les données doivent représenter fidèlement l’emplacement des tronçons pipeliniers et de l’emprise, ou de l’empreinte des installations, et elles peuvent provenir de toute source disponible.

5.

La description de toute aire de travail temporaire requise pour les activités liées à la cessation d’exploitation, y compris l’emplacement et les dimensions de celle-ci.

6.

Des cartes réalisées à partir de photomosaïques ou des cartes-tracés montrant l’emprise pipelinière et toute installation superposée sur des images satellites ou aériennes, ainsi que toute aire de travail temporaire. Si elles ne sont pas disponibles, fournir des photos de l’emprise pipelinière et des installations.

7.

Un exposé des méthodes possibles de cessation d’exploitation (pipeline laissé en place, enlevé, segmenté ou rempli) envisagées et une justification de la ou des méthodes retenues, y compris la façon dont des facteurs comme l’utilisation actuelle et future des terres, la sécurité, les effets sur les droits des peuples autochtones, l’incidence de la désaffectation proposée sur les personnes et les collectivités, la propriété, les accords d’acquisition ou de location de terrains, les ouvrages de génie civil touchés et susceptibles de l’être, l’environnement et l’économie ont été cernés, examinés et gérés.

8.

La description des activités proposées à réaliser pour cesser l’exploitation du pipeline et de toute installation.

9.

Le calendrier proposé pour les diverses activités de cessation d’exploitation à réaliser, y compris la remise en état, s’il y a lieu.

10.

Un plan de surveillance décrivant le type, la fréquence et la durée de la surveillance de tout pipeline et de toute installation qui demeureront en place. Ce plan devrait inclure les aspects liés au maintien de l’épaisseur de la couverture et les risques environnementaux et socioéconomiques éventuels attribuables à l’abandon sur place du pipeline dont l’exploitation a cessé (p. ex., renardage, affaissement du sol et exposition de la conduite) déterminés lors des activités d’évaluation environnementale et socioéconomique et de mobilisation de la société.

1.

Dans le cas de pipelines et d’installations qui seront abandonnés sur place ou enlevés, confirmer que la cessation d’exploitation sera exécutée conformément aux exigences de la plus récente version de la norme CSA Z662.

2.

Pour tout pipeline devant être désaffecté, fournir les confirmations demandées ci-après et expliquer comment les résultats ont été ou seront atteints et maintenus :

• confirmer qu’il ne restera aucune pression interne;
• confirmer que les conduites seront purgées, nettoyées et laissées dans un état de contamination résiduelle minimale et préciser les plans, les procédures ou les normes de nettoyage qui seront suivis;
• confirmer que l’état de la canalisation n’entraînera pas de risque important ou ingérable de perturbation des croisements de route, de voie ferrée ou de service public attribuable au tassement;
• confirmer l’installation de panneaux indicateurs;
• décrire le matériau de remblayage qui sera utilisé aux croisements de routes et de voies ferrées, s’il y a lieu (abandon sur place avec traitement particulier), y compris à quel endroit le long du pipeline et pour quelle raison;
• décrire les effets potentiels d’affaissement du sol, d’affleurement, de renardage, de corrosion et d’effondrement des pipelines laissés sur place, y compris la durée prévue avant une possible défaillance, et le plan de surveillance de ces effets potentiels.

3.

Si la protection cathodique n’est pas maintenue, déterminer si les anodes des dispositifs de mise à la terre seront enlevées ou laissées en place et justifier cette décision.

4.

Confirmer que les activités de cessation d’exploitation et le pipeline abandonné n’auront pas d’incidence sur les ouvrages de génie civil (p. ex., routes, services publics, infrastructure, système de drainage, pentes modifiées, fondations).

1.

Décrire le contexte biophysique et socioéconomique à l’emplacement du projet. Indiquer si la cessation d’exploitation proposée se trouve sur le territoire domanial.

2.

Utiliser le tableau B-1 dans la présente rubrique pour les pipelines devant cesser d’être exploités :

1. déterminer la catégorie à laquelle appartient l’emprise pipelinière selon l’utilisation des terres (p. ex., terres agricoles, terres forestières, prairies indigènes, terrains aménagés, milieux humides, franchissements de cours d’eau) et si l’aménagement d’une ou de plusieurs parties de l’emprise est prévu ou raisonnablement prévisible, indiquer les sections concernées dans le tableau;
2. présenter, pour chaque section du pipeline à laquelle correspond une utilisation des terres donnée, une évaluation générale des effets potentiels à court et à long terme sur chacune des composantes environnementales et socioéconomiques valorisées, qui peuvent découler de l’abandon sur place ou de l’enlèvement du pipeline, quelle que soit la méthode de cessation d’exploitation privilégiée.

3.

Remplir le tableau des interactions environnementales et socioéconomiques (voir le tableau B-2 de la présente rubrique) relativement aux méthodes de cessation d’exploitation privilégiées, sinon fournir une évaluation environnementale et socioéconomique.

4.

Fournir une copie de l’évaluation environnementale de site, phase I qui a été réalisée pour l’emprise pipelinière et toute installation connexe, conformément aux directives de la plus récente version de la norme CSA Z768. L’évaluation environnementale de site, phase I doit recenser toutes les zones de contamination existante ou potentielle et comprendre une évaluation de la situation pour toute contamination existante et documentée ou toute contamination passée et assainie. Fournir la liste des sites contaminés déjà signalés dans l’emprise pipelinière et à l’emplacement des installations connexes, y compris les numéros d’activité d’assainissement attribués par la Régie.

5.

Si l’évaluation environnementale de site, phase I révèle qu’il faut passer à la phase suivante, fournir un exemplaire du plan relatif à l’évaluation environnementale de site, phase II qui décrit les méthodes qui seront adoptées pour enquêter sur toute contamination existante ou potentielle détectée dans le cadre de l’évaluation environnementale de site, phase I, y compris les méthodes d’échantillonnage. L’évaluation environnementale de site, phase II doit être menée conformément à la plus récente version de la norme CSA Z769-00 – Évaluation environnementale de site, phase II.

6.

Fournir un plan de protection de l’environnement ou une description des méthodes de protection de l’environnement, des mesures d’atténuation et des engagements qui seront mis en œuvre pendant les activités de cessation d’exploitation, notamment l’assainissement, la remise en état et la surveillance des activités à cette fin afin d’éviter ou de réduire au minimum les effets environnementaux et socioéconomiques négatifs éventuels. Le degré de précision des renseignements fournis sera fonction de la nature et de la portée du projet.

7.

Décrire les objectifs escomptés de la remise en état, y compris le rétablissement (s’il y a lieu), pour toute la longueur et la largeur de l’emprise pipelinière et tous les sites des installations (non uniquement ceux qui ont subi une perturbation physique) et fournir un plan de remise en état du milieu en vue de les atteindre.

8.

Fournir un plan préliminaire de surveillance de la remise en état qui décrit les paramètres de remise en état ou de rétablissement à surveiller, les critères qui permettront d’en vérifier le respect et les méthodes de surveillance utilisées. Décrire les critères de mise en œuvre des mesures d’adaptation ou correctives, et fournir un calendrier des activités de surveillance et de la communication des résultats à la Régie.

1.

Fournir un résumé des activités de mobilisation menées auprès des personnes et des communautés susceptibles d’être touchées par la cessation d’exploitation proposée, notamment :

• propriétaires de terrains;
• utilisateurs des terres;
• peuples autochtones;
• occupants;
• gestionnaires des terres (Couronne);
• organismes ou ordres de gouvernement fédéraux, provinciaux ou municipaux;
• expéditeurs;
• autres tierces parties commerciales, y compris d’éventuels expéditeurs;
• le résumé devrait comprendre, à tout le moins, ce qui suit :
  • les questions ou les préoccupations liées à chaque méthode de cessation d’exploitation déterminée;
  • la façon dont les commentaires recueillis dans le cadre des activités de mobilisation ont été pris en compte pour déterminer les méthodes de cessation d’exploitation envisagées;
  • la façon dont les commentaires recueillis dans le cadre des activités de mobilisation ont été pris en compte dans l’élaboration du plan préliminaire de remise en état de la société;
  • une description des moyens qu’a pris ou que prendra le demandeur pour donner suite aux questions ou aux préoccupations soulevées et à quel moment;
  • une description de toute question ou préoccupation soulevée qui ne sera pas abordée et pour quelle raison;
  • une description des préoccupations qui subsistent, le cas échéant, et des moyens que le demandeur entend prendre pour les résoudre, ou les raisons pour lesquelles il ne prendra aucune autre mesure à cet égard.

2.

Fournir des renseignements détaillés au sujet de toute consultation effectuée relativement à l’élaboration de plans de remise en état et de surveillance du pipeline après sa cessation d’exploitation.

1.

Décrire tout droit foncier qui devra être acquis pour la cessation d’exploitation, y compris l’emplacement et la superficie de ceux qui devront être acquis ou loués pour, par exemple, des aires de travail temporaires. Décrire (par exemple dans un tableau) le régime foncier le long de l’emprise, y compris la longueur approximative des tronçons de pipeline qui sont situés respectivement le long des terres franches et des terres publiques fédérales ou provinciales. Pour une description des types de droits fonciers, consulter la section A.4 du présent guide.

2.

Si des accords d’acquisition ou de location de terres doivent être cédés :

1. indiquer les endroits visés par les accords d’acquisition ou de location de terres qui seront cédés;
2. déterminer le moment proposé de la cession et la marche à suivre pour aviser les propriétaires de terrains;
3. décrire le processus à la disposition des propriétaires de terrains si des questions foncières surgissaient après la cessation d’exploitation de l’installation et l’abandon de la servitude.

1.

Fournir des précisions sur les coûts estimatifs associés à la cessation d’exploitation proposée, y compris les coûts estimatifs de l’entretien et de la surveillance, ainsi que les fonds de prévoyance en cas d’imprévus, pour les pipelines abandonnés sur place.

2.

Confirmer que les fonds nécessaires pour financer la cessation d’exploitation proposée sont disponibles, et le seront à l’avenir, et indiquer la forme de ce financement (fiducie, droits ou autre).

1. Si le financement provient d’une fiducie de cessation d’exploitation, indiquer si l’accès à cette fiducie est sollicité dans la présente demande ou le sera dans une demande ultérieure.
   1. Si l’accès à la fiducie de cessation d’exploitation est sollicité pour payer les activités de cessation d’exploitation visées par la présente demande, fournir les renseignements nécessaires décrits à la section B.3.
2. Expliquer comment les fonds seront disponibles pour la surveillance et pour les imprévus.

3.

Indiquer tout service qui serait interrompu à la suite de la cessation d’exploitation proposée. Si l’interruption du service pourrait avoir une incidence défavorable sur une partie commerciale ou d’autres utilisateurs, actuels ou éventuels, fournir la preuve que :

1. la société a tenu compte des besoins, idées et préoccupations des parties commerciales ou des autres utilisateurs;
2. les répercussions attendues de la cessation d’exploitation des installations sur toutes les parties par rapport au maintien du service ont été prises en compte;
3. des solutions de rechange à la cessation d’exploitation ont été envisagées (y compris des solutions physiques et des solutions de tarification) et la cessation d’exploitation est l’issue optimale;
4. les parties touchées pourront attendre que la Commission rende sa décision sur la demande pour faire des choix potentiellement coûteux et irréversibles nécessaires pour poursuivre leurs activités une fois que les activités de désaffectation auront commencé. Si ce n’est pas le cas, en justifier la raison.

4.

Indiquer le coût comptable initial des installations et l’amortissement accumulé jusqu’à la date de la mise hors service.

1. Préciser s’il s’agit d’une mise hors service ordinaire ou extraordinaire.
2. Expliquer les conséquences sur l’assiette tarifaire restante, en fournissant les données comptables prévues par le Règlement de normalisation de la comptabilité des gazoducs ou le Règlement de normalisation de la comptabilité des oléoducs.

5.

Indiquer, et fournir les documents à l’appui, toute exemption pertinente accordée par la Commission à l’égard du point 3 ou 4 ci-dessus.

1.

Justifier la demande d’accès aux fonds de la fiducie en précisant ce qui suit :

1. dans le cas d’activités de désaffectation ou de désactivation :
   1. la raison de l’insuffisance d’autres revenus pour effectuer les travaux;
   2. l’incidence sur les droits futurs ou les suppléments perçus au titre de la cessation d’exploitation, par rapport aux autres options de financement;
2. toute incidence sur les coûts estimatifs de cessation d’exploitation et le montant de la contribution annuelle découlant du retrait de fonds pour des travaux en fin de vie utile.

2.

Préciser les coûts réels du projet, ventilés par catégorie de coûts et activité de cessation d’exploitation, comme l’indiquent le tableau A-3 et le tableau A-4 des Motifs de décision MH-001-2012, sinon présenter des solutions de rechange raisonnables expliquant de quelle manière elles tiennent compte des catégories de coûts prévues dans ces tableaux. Il faut de plus justifier la décision de ne pas utiliser les tableaux en question.

3.

Décrire le traitement comptable qui sera utilisé pour la récupération nette (valeur de récupération moins les coûts de fin de vie), le cas échéant, et toute incidence connexe sur la base tarifaire.

4.

Expliquer l’incidence des activités restantes nécessaires pour achever la cessation d’exploitation sur la couverture d’autres coûts futurs.

5.

Après changements à un plan de financement de la cessation d’exploitation ou si un tel plan n’a pas déjà été déposé, en fournir un à jour qui comprend ce qui suit :

1. le moment approximatif où les activités de cessation d’exploitation auront lieu;
2. les prévisions préliminaires de retrait des fonds, y compris les besoins de liquidités;
3. une prévision approximative du solde annuel des fonds devant être mis de côté chaque année;
4. des informations suffisantes sur le marché, lorsqu’aucune activité de cessation d’exploitation n’est prévue avant la fin de la période de prélèvement, justifiant l’utilisation de celle-ci pour toutes les composantes du réseau.

6.

Confirmer, dans le cas de coûts liés à des activités de désaffectation, que les activités réalisées pendant la désaffectation n’auront pas à être exécutées de nouveau au moment de la cessation d’exploitation et que, par conséquent, les coûts engagés ne se répéteront pas non plus.

7.

Fournir, si les activités de désaffectation ou de cessation d’exploitation sont terminées, toutes les approbations pertinentes pour celles-ci.

1.

Pour une demande déposée en vue de construire une installation au-dessus, au-dessous ou le long d’un pipeline :

• l’objet et l’emplacement de l’installation proposée;
• une description de l’installation proposée;
• la raison pour laquelle l’autorisation de la Commission est demandée.

2.

Pour une demande déposée en vue de mener des activités occasionnant un remuement du sol dans la zone visée par règlement (bande de terre de trente mètres mesurée perpendiculairement de part et d’autre de l’axe central de la conduite) :

• l’objet des activités et l’endroit où elles seront exécutées;
• une description des activités occasionnant un remuement du sol;
• la raison pour laquelle l’autorisation de la Commission est demandée.

3.

Évaluation environnementale et socioéconomique

4.

Pour une demande en vue d’exploiter un véhicule ou de l’équipement mobile au-dessus d’un pipeline :

• l’objet des activités et l’endroit où elles seront exécutées;
• une description du véhicule ou de l’équipement;
• la raison pour laquelle l’autorisation de la Commission est demandée.

5.

Pour une demande visant à obtenir que le propriétaire d’une installation reconstruise, modifie ou enlève l’installation :

• l’objet et l’emplacement de l’installation;
• la raison pour laquelle l’installation doit être reconstruite, modifiée ou enlevée;
• la raison pour laquelle l’autorisation de la Commission est demandée.

1.

Plan et profil de la partie du pipeline qui sera touchée

2.

Évaluation environnementale et socioéconomique

3.

Renseignements et détails sur les activités proposées :

• le titre du projet et les coordonnées des personnes-ressources de la société, de l’entrepreneur et des sous-traitants;
• le nom de la société pipelinière touchée et les coordonnées de la personne-ressource;
• la désignation cadastrale des terrains touchés;
• une carte indiquant l’emplacement du pipeline;
• une déclaration confirmant que la société pipelinière et la Régie seront contactées au moins soixante-douze heures avant l’exécution du projet.

4.

Si le projet suppose le franchissement d’un pipeline :

• la date proposée du franchissement;
• la preuve qu’une entente de franchissement a été conclue.

5.

Si la demande a trait à des travaux sismiques ou prévoit l’usage d’explosifs :

• le type de travaux sismiques;
• le plan cadastral des terrains visés par les travaux sismiques;
• la source de l’onde;
• la taille de la charge d’explosifs;
• une confirmation que les travaux seront exécutés en conformité avec tous les règlements pertinents.

1.

Numéro d’ordonnance et date d’approbation des PPLR initiaux.

2.

Dessin, tiré des PPLR, montrant le tracé approuvé et la déviation proposée.

3.

Dessin, tiré des PPLR, montrant l’emplacement de la déviation ou de la modification proposée.

4.

Début et fin de la déviation.

5.

Carte montrant l’emplacement de la déviation par rapport au tracé détaillé approuvé et au tracé du pipeline autorisé.

6.

Description des nouveaux besoins en terrains, y compris l’état d’avancement des démarches concernant l’acquisition des terrains et de la signification des avis visés au paragraphe 322(1).

7.

Préoccupations des propriétaires de terrains et manière dont la société les résoudra, en fournissant notamment la ou les dates où des réponses seront données aux propriétaires de terrains ou une preuve établissant que les propriétaires de terrains touchés consentent à la déviation.

8.

Dans le cas d’une demande d’exemption des dispositions de l’article 211 :

• numéro d’ordonnance et date d’approbation des PPLR initiaux;
• début et fin de la déviation;
• distance maximale de la déviation par rapport à la ligne centrale;
• dessin, tiré des PPLR, montrant le tracé approuvé et la déviation proposée;
• carte montrant l’emplacement de la déviation par rapport au tracé détaillé approuvé et au tracé du pipeline autorisé;
• description des nouveaux besoins en terrain;
• préoccupations des propriétaires de terrains, manière dont la société les résoudra et date où des réponses seront données aux propriétaires de terrains;
• preuve établissant que les propriétaires de terrains touchés consentent à la déviation.

1.

Manière dont les effets ont été pris en compte par la Commission dans le cadre d’une évaluation environnementale et socioéconomique.

2.

Si les effets environnementaux et socioéconomiques n’ont pas déjà été pris en compte dans une telle évaluation, fournir l’information exigée à la section A.2.

1.

Changements de circonstances qui ont donné lieu à la modification de la classe d’emplacement, y compris ce qui suit :

1. cartes montrant les circonstances actuelles et précédentes sur une échelle assez grande pour indiquer clairement ce qui suit :
   1. la flèche d’orientation dirigée vers le Nord;
   2. l’échelle indiquée et l’échelle graphique;
   3. les raisons de la modification de la classe d’emplacement;
   4. l’emplacement et le type de tout franchissement;
   5. l’emplacement et l’espacement des vannes;
   6. la zone d’évaluation de la classe d’emplacement;
   7. la zone d’impact potentiel;
2. description du développement dans la zone d’évaluation de la classe d’emplacement, y compris le nombre et le type d’unités d’habitation, les aires extérieures ou les bâtiments, conformément à la norme CSA Z662 pour les désignations de classe d’emplacement;
3. date de la modification de la classe d’emplacement (date la plus probable si la date exacte n’est pas connue).

2.

Exigences de la norme CSA Z662 relatives à la modification de la classe d’emplacement, notamment ce qui suit, selon le cas :

1. facteur de conception ou d’emplacement, selon le cas :
   1. effet des nouveaux facteurs d’emplacement sur la pression nominale et la contrainte circonférentielle servant aux analyses des contraintes sur tout emplacement du tronçon pipelinier visé, y compris les franchissements de route et de voie ferrée;
2. espacement des vannes;
3. hauteur de recouvrement (comparaison des exigences minimales par rapport à la hauteur de recouvrement réelle);
   1. résultats et source des plus récentes mesures de la hauteur de recouvrement;
4. essai de pression;
5. évaluation et réparation des imperfections conformément à la norme CSA Z662 :
   1. signaler les dossiers incomplets ou l’absence de dossiers concernant les imperfections évaluées ou réparées sur le tronçon de pipeline visé;
   2. préciser si des outils d’inspection interne ont été utilisés pour inspecter un tronçon de pipeline; indiquer les dates les plus récentes et le type d’outil d’inspection interne, s’il y a lieu;
   3. indiquer les méthodes d’évaluation de l’intégrité autres que l’inspection interne (contrôles en surface, fouilles d’intégrité, etc.);
   4. si l’essai de pression sert à évaluer l’intégrité, indiquer la date de la dernière épreuve et la contrainte circonférentielle enregistrée en pourcentage de la limite d’élasticité minimale spécifiée.

3.

Conception et conditions d’exploitation du réseau pipelinier, y compris fluide de service, contrainte nominale de fonctionnement, pression maximale d’exploitation, facteurs liés aux joints de tuyaux et à la température, et présence de géorisques potentiels :

1. préciser si le tronçon de pipeline est sous restriction de pression d’exploitation réglementaire ou volontaire.

4.

Propriétés des matériaux et du pipeline, y compris année de mise en service, type de soudure de fabrication du tuyau, diamètre extérieur, épaisseur de paroi, nuance spécifiée, limite d’élasticité, résistance à la traction et résistance aux chocs (indiquer comment les propriétés des matériaux ont été obtenues).

5.

Type de revêtement et état du revêtement sur le corps de la canalisation, les soudures circonférentielles et les réparations :

1. indiquer la source de l’information sur le revêtement, qui peut provenir des spécifications, des dossiers de construction, des inspections indirectes (inspection interne, inspection par transducteur électromagnétique-acoustique, inspection en surface [méthode des gradients de potentiel en courant continu ou en courant alternatif, affaiblissement du courant alternatif sur le revêtement, etc.]) et des résultats d’excavation.

6.

Niveau de protection cathodique :

1. indiquer la date du dernier contrôle du potentiel de protection cathodique (contrôle des fils d’essai, contrôle à intervalles rapprochés, etc.).

7.

Confirmation que les soudures circonférentielles du tronçon de pipeline visé ont fait l’objet d’un examen non destructif, et ce, sur toute la circonférence.

8.

Activités de prévention des dommages à l’emplacement du tronçon de pipeline visé par la désignation supérieure de classe d’emplacement (signalisation supplémentaire, dalles, fréquence des patrouilles, etc.).

9.

Présence d’une école, d’un hôpital, d’une garderie, d’une résidence-services, d’une prison ou d’autres installations pouvant être difficiles à faire évacuer rapidement ou qui peuvent être évacuées uniquement à partir des zones d’impact potentiel.

10.

Antécédents de défaillance de la section de la vanne où se trouve le tronçon de pipeline visé.

Exigences de dépôt pour une analyse de l’espacement des vannes

1.

Une liste des vannes de sectionnement en amont et en aval, y compris une carte montrant l’espacement entre les vannes;

2.

Une liste et un schéma de la configuration actuelle des dérivations, coudes de croisement, colonnes montantes et autres tuyaux qui introduisent le fluide transporté entre les deux vannes de sectionnement, y compris ce qui suit :

1. une confirmation que la charge d’alimentation supplémentaire de chaque source entre dans le calcul des volumes de purge;
2. des précisions sur la configuration des vannes de croisement;
3. les réglages de fonctionnement normal pour chaque vanne (p. ex., normalement en position ouverte ou fermée);

3.

De l’information sur les points 1 et 2 incluant ce qui suit :

1. le type de mécanisme des vannes (à distance, automatique ou manuel);
2. une confirmation que les vannes sont équipées de mécanismes d’arrêt d’urgence;
3. la fréquence d’entretien des vannes;

4.

Une analyse des risques démontrant que les risques associés au pipeline avec l’espacement actuel des vannes sont égaux ou inférieurs aux risques que présenterait un espacement satisfaisant à l’exigence de l’article 4.4 de la norme CSA Z662-19 pour la classe d’emplacement modifiée.

Exigences de dépôt pour une évaluation technique

1.

Une évaluation primaire (décrite à la section E.1).

2.

Une évaluation technique qui satisfait aux exigences de la norme CSA Z662 concernant l’évaluation technique des pipelines existants, notamment ce qui suit, selon le cas :

1. le procédé de fabrication et la méthode d’installation;
2. les devis de construction et spécifications d’essai;
3. la configuration et les contraintes physiques de la section de pipeline faisant l’objet de l’évaluation technique;
4. l’état de la tuyauterie, y compris le type d’imperfections, les dimensions et l’incertitude dimensionnelle;
5. le mécanisme ou mode de formation des imperfections, de croissance et de défaillance;
6. les antécédents relatifs au service, à l’exploitation, aux défaillances et à l’entretien, y compris une évaluation de l’efficacité de la protection cathodique;
7. le caractère approprié des méthodes de réparation utilisées;
8. la prise en considération des contraintes combinées, par exemple :
   1. lorsque des routes ou des voies ferrées croisent un pipeline existant, il faut améliorer le pipeline pour qu’il réponde aux exigences de conception applicables de la nouvelle classe d’emplacement ou le soumettre à une analyse détaillée de toutes les charges prévues durant le croisement. Il est important de tenir compte de l’état du pipeline pendant la prise en considération des contraintes combinées en résultant sur le pipeline. Il faut aussi tenir compte de la charge ou de l’effort cyclique si le pipeline est croisé fréquemment par de l’équipement lourd.

3.

Un ingénieur compétent en évaluation des dangers doit mener une évaluation complète et déterminer les dangers relatifs à l’état de la tuyauterie, en tenant compte de ce qui suit, selon le cas :

1. la corrosion (extérieure, intérieure, influencée par les micro-organismes, induite par le courant alternatif, etc.) :
   1. effectuer une inspection du revêtement et une mise à l’essai supplémentaires si l’information relative à l’état du revêtement de la canalisation et de la soudure circonférentielle est manquante;
   2. effectuer d’autres évaluations de l’état du revêtement ou appliquer des mesures de sécurité supplémentaires selon l’efficacité du revêtement à protéger la canalisation ou la probabilité qu’il favorise un milieu environnant corrosif sur la conduite;
2. la fissuration (d’origine environnementale, par fatigue, etc.);
3. les dommages mécaniques (p. ex., bosselure, pli, gauchissement et rainure) :
   1. faire une inspection visuelle de toutes les bosselures sur la moitié supérieure de la canalisation (de 8 heures à 4 heures) et de toutes les bosselures ayant un ratio de longueur et de profondeur inférieur à 20 pour détecter les fissures, les rainures, la corrosion et l’interaction avec les soudures, à moins que la société puisse démontrer l’absence de facteur de concentration de contrainte et d’interaction avec les soudures;
4. les géorisques (p.  ex., mouvement du sol, dangers déclenchés par un séisme, affouillement, érosion);
5. les imperfections liées à la fabrication et à la construction (p.  ex., dans les soudures, dans la conduite ou dans les composants du pipeline);
6. la défaillance de l’appareillage (p.  ex., défaillance du dispositif de commande ou de protection contre la surpression due à la formation de glace par temps froid);
7. le mauvais fonctionnement (p. ex., surpression, méthode d’exploitation incorrecte, introduction de fluides non conformes);
8. les contraintes pouvant être causées par l’expansion ou la contraction thermique;
9. les problèmes liés aux matériaux (p.  ex., faible résistance aux chocs).
10. l’interaction des dangers recensés.

4.

Il faut considérer le risque de dommages collatéraux causés aux pipelines ou à d’autres installations enfouies par la défaillance d’une canalisation adjacente (p. ex., rayonnement thermique qui endommage le revêtement protecteur ou diminue la résistance de la conduite adjacente).

5.

Il faut déposer une évaluation des risques qui indique et démontre quantitativement que les risques du pipeline existant sont égaux ou inférieurs à ceux d’un pipeline qui a au moins la même hauteur de recouvrement et est conforme à toutes les exigences du RPT et de la norme CSA Z662 (p. ex., un tel pipeline pourrait avoir une paroi plus épaisse, une nuance supérieure ou une pression d’exploitation moins élevée). Les risques individuels et sociétaux sont des exemples de risques quantitatifs pour les gazoducs. Les renseignements suivants doivent être inclus dans l’évaluation des risques :

1. une évaluation de la fiabilité ou des probabilités de défaillance incluant ce qui suit :
   1. tous les dangers recensés et les interactions possibles;
   2. la source des probabilités de défaillance (références) utilisées pour l’évaluation, avec méthodologie représentative et précisée;
   3. le plan à long terme pour maintenir la fiabilité du niveau de probabilités de défaillance;
2. une analyse des conséquences et résultats :
   1. pour les pipelines transportant des produits corrosifs ou à haute pression de vapeur, il faut tenir compte des effets éventuels du feu et des mélanges gazeux dangereux au-delà de la zone d’impact potentiel avant l’inflammation;
3. les mesures d’atténuation à long terme jugées nécessaires par la société pour obtenir un niveau de risque acceptable :
   1. il faut documenter la preuve appuyant l’efficacité des méthodes et des mesures d’atténuation considérées et proposées et déposer le tout avec l’évaluation technique.

1.

Il faut fournir une description des mesures correctives ou d’atténuation à long terme ainsi qu’un plan de mise en œuvre accompagné d’un échéancier, s’il y a lieu, pour résoudre les préoccupations potentielles recensées. Les mesures correctives ou d’atténuation à long terme doivent être mises en œuvre dès que possible.

2.

Il faut fournir une description des mesures correctives ou d’atténuation provisoires qui ont été prises en attendant que les exigences de la norme CSA Z662 soient satisfaites ou que des mesures d’atténuation à long terme soient mises en œuvre. Des mesures correctives et d’atténuation provisoires doivent être appliquées dans les plus brefs délais. Fournir ce qui suit :

1. un exposé expliquant les raisons pour lesquelles chaque mesure provisoire a été jugée appropriée pour assurer l’exploitation sûre du pipeline jusqu’à l’achèvement des mesures correctives et d’atténuation à long terme;
2. une confirmation que chaque mesure provisoire recommandée a été mise en œuvre et restera en place jusqu’à l’achèvement des mesures correctives et d’atténuation à long terme indiquées :
   1. si une mesure provisoire recommandée n’a pas été appliquée, il faut soumettre un plan de mise en œuvre;
3. un exposé démontrant que les tronçons de pipeline peuvent être exploités en toute sécurité, sans mesures provisoires supplémentaires, jusqu’à l’achèvement des mesures correctives ou d’atténuation à long terme indiquées, si aucune mesure provisoire n’est recommandée.

1.

Confirmer que les activités liées au projet seront conformes aux exigences de la plus récente version de la norme CSA Z662.

2.

Fournir des détails sur l’état actuel du service et sur le service proposé.

3.

Fournir, conformément à la norme CSA Z662, une évaluation technique démontrant l’intégrité du réseau pipelinier et son aptitude à offrir les services de transport envisagés, et indiquant les mises à jour et révisions qui seront apportées au programme de gestion de l’intégrité.

1.

Manière dont les effets ont été pris en compte par la Commission dans le cadre d’une évaluation environnementale et socioéconomique.

2.

Si les effets environnementaux et socioéconomiques n’ont pas déjà été pris en compte dans une telle évaluation, fournir l’information exigée à la section A.2.

1.

Fournir l’information économique nécessaire exigée à la section A.3.

1.

Donner les raisons de la désactivation et décrire les mesures prises ou prévues pour la désactivation afin de maintenir l’intégrité du pipeline et de protéger le public et l’environnement.

2.

Fournir un calendrier de désactivation.

3.

Décrire les activités associées à la désactivation.

4.

Fournir une estimation des coûts associés à la désactivation.

5.

Confirmer que les activités liées au projet seront conformes aux exigences de la plus récente version de la norme CSA Z662.

6.

Décrire en détail la surveillance continue du pipeline (ou de la section) désactivé pour s’assurer que le public et l’environnement sont continuellement protégés.

1.

Décrire la manière dont les effets environnementaux et socioéconomiques ont déjà été pris en compte par la Commission dans le cadre d’une évaluation environnementale et socioéconomique.

2.

Si les effets environnementaux et socioéconomiques n’ont pas déjà été pris en compte dans une telle évaluation, fournir l’information exigée à la section A.2.

1.

Fournir l’information économique nécessaire exigée à la section A.3.

1.

Donner les raisons de la réactivation et décrire les mesures prévues pour la réactivation.

2.

Fournir un calendrier de réactivation.

3.

Décrire les activités associées à la désactivation.

4.

Décrire les conditions d’exploitation de l’installation réactivée.

5.

Fournir, conformément à la norme CSA Z662, une évaluation technique démontrant l’intégrité du réseau pipelinier et son aptitude à offrir les services de transport envisagés, et indiquant les mises à jour et révisions qui seront apportées au programme de gestion de l’intégrité.

6.

Fournir une estimation des coûts associés à la réactivation.

7.

Confirmer que les activités liées à la réactivation seront conformes aux exigences de la plus récente version de la norme CSA Z662.

1.

Manière dont les effets ont été pris en compte par la Commission dans le cadre d’une évaluation environnementale et socioéconomique.

2.

Si les effets environnementaux et socioéconomiques n’ont pas déjà été pris en compte dans une telle évaluation, fournir l’information exigée à la section A.2.

1.

Fournir l’information économique nécessaire exigée à la section A.3.

1.

Donner les raisons de la désactivation ou de la cessation d’exploitation, et décrire les procédés utilisés ou envisagés pour la désactivation.

2.

Indiquer la date de retrait de service de l’usine de traitement.

3.

Décrire les dispositions relatives à la gestion du changement.

4.

Décrire l’état général de l’équipement à désactiver.

5.

Décrire la méthode d’isolement.

6.

Décrire l’état des instruments.

7.

Indiquer les conditions de conservation de l’équipement.

8.

Décrire les inspections et essais requis pendant la désactivation.

9.

Décrire l’utilisation future prévue de l’équipement, le cas échéant.

1.

Manière dont les effets ont été pris en compte par la Commission dans le cadre d’une évaluation environnementale et socioéconomique.

2.

Si les effets environnementaux et socioéconomiques n’ont pas déjà été pris en compte dans une telle évaluation, fournir l’information exigée à la section A.2.

1.

Fournir l’information économique nécessaire exigée à la section A.3.

1.

Donner les raisons de la réactivation ou de la reprise de l’exploitation et décrire les procédés envisagés pour la réactivation.

2.

Indiquer la date de réactivation de l’usine de traitement.

3.

Décrire les dispositions relatives à la gestion du changement.

4.

Décrire l’état général de l’équipement à réactiver.

5.

Décrire l’état des instruments.

6.

Indiquer les conditions de conservation de l’équipement.

7.

Décrire les inspections et essais requis avant la réactivation.

1.

Décrire la manière dont les effets ont déjà été pris en compte par la Commission dans le cadre d’une évaluation environnementale et socioéconomique.

2.

Si les effets environnementaux et socioéconomiques n’ont pas déjà été pris en compte dans une telle évaluation, fournir l’information exigée à la section A.2.

1.

Fournir l’information économique nécessaire exigée à la section A.3.

1.

Une description complète de tout pipeline et de toute installation visés par la désaffectation. Dans le cas d’un pipeline, la description doit comprendre, entre autres, l’historique des produits transportés, et la longueur, le diamètre, l’épaisseur de la paroi et le type de revêtement du pipeline. Tout autre renseignement pertinent concernant le pipeline et l’installation et leur exploitation susceptible d’aider la Commission à évaluer la demande de désaffectation.

2.

Les raisons de la désaffectation du pipeline et de l’installation, y compris une description de tout pipeline et de toute installation adjacents qui gêne la cessation d’exploitation, le cas échéant. Voir la section 3.2 et la section 3.5 du présent guide.

3.

Des cartes ou des plans du site à une échelle appropriée montrant l’emplacement et la dimension de l’emprise pipelinière et de toute installation à désaffecter.

4.

Les données numériques sur l’emplacement de tout pipeline et de toute installation visés par la désaffectation. Les données doivent représenter fidèlement l’emplacement des tronçons pipeliniers et de l’emprise, ou de l’empreinte des installations, et elles peuvent provenir de toute source disponible.

5.

La description de toute aire de travail temporaire requise pour les activités liées à la désaffectation, y compris l’emplacement et les dimensions de celle-ci.

6.

Des cartes réalisées à partir de photomosaïques ou des cartes-tracés montrant l’emprise pipelinière et toute installation superposée sur des images satellites ou aériennes, ainsi que toute aire de travail temporaire. Si elles ne sont pas disponibles, fournir des photos de l’emprise pipelinière et des installations.

7.

Indiquer tout service qui serait interrompu à la suite de la désaffectation proposée. Si l’interruption du service pourrait avoir une incidence défavorable sur une partie commerciale ou un autre utilisateur, fournir la preuve que :

1. la société a tenu compte des besoins, idées et préoccupations des parties commerciales ou des autres utilisateurs;
2. les répercussions relatives estimatives de la désaffectation des installations sur toutes les parties par rapport à l’interruption du service ont été prises en compte;
3. des solutions de rechange à la désaffectation des installations ont été envisagées (y compris des solutions physiques et des solutions de tarification) et la désaffectation est l’issue optimale;
4. les parties touchées pourront attendre que la Commission rende sa décision sur la demande pour faire des choix potentiellement coûteux et irréversibles nécessaires pour poursuivre leurs activités une fois que les activités de désaffectation auront commencé. Si ce n’est pas le cas, en justifier la raison.

8.

Un exposé des méthodes possibles de désaffectation (abandon sur place, enlèvement, segmentation, remplissage) envisagées et une justification de la ou des méthodes retenues, y compris la façon dont des facteurs comme l’utilisation actuelle et future des terres, la sécurité, les effets sur les droits des peuples autochtones, l’incidence de la désaffectation proposée sur les personnes et les collectivités, la propriété, les accords d’acquisition ou de location de terrains, les ouvrages de génie civil touchés et susceptibles de l’être, l’environnement et l’économie ont été cernés, examinés et gérés.

La description des activités proposées à réaliser pour désaffecter le pipeline et toute installation.

10.

Le calendrier proposé pour les diverses activités de désaffectation à réaliser, y compris la remise en état, s’il y a lieu.

11.

Un plan de surveillance décrivant le type, la fréquence et la durée de la surveillance de tout pipeline et de toute installation qui demeureront en place. Ce plan devrait inclure les aspects liés au maintien de l’épaisseur de la couverture et les risques environnementaux et socioéconomiques éventuels attribuables à l’abandon sur place du pipeline désaffecté (p. ex., renardage, affaissement du sol et mise à nu de la conduite) déterminés lors des activités d’évaluation environnementale et socioéconomique et de mobilisation de la société.

12.

Le calendrier prévu des futures activités de cessation d’exploitation pour chaque pipeline et chaque installation à désaffecter, s’il est connu.

1.

Pour tout pipeline devant être désaffecté, fournir les confirmations demandées ci-après et expliquer comment les résultats ont été ou seront atteints et maintenus :

• confirmer qu’il ne restera aucune pression interne;
• confirmer que les conduites seront purgées, nettoyées et laissées dans un état de contamination résiduelle minimale et préciser les plans, les procédures ou les normes de nettoyage qui seront suivis;
• confirmer que l’état de la canalisation n’entraînera pas de risque important ou ingérable de perturbation des croisements de route, de voie ferrée ou de service public attribuable au tassement;
• décrire les effets potentiels d’affaissement du sol, de mise à nu, de renardage, de corrosion et d’effondrement des pipelines désaffectés sur place, et le plan de surveillance de ces effets potentiels;
• signaler au moyen de panneaux indicateurs;
• décrire le matériau de remblayage qui sera utilisé, le cas échéant, aux croisements de routes et de voies ferrées, s’il y a lieu (abandon sur place avec traitement particulier), et préciser à quel endroit le long du pipeline et pour quelle raison.

2.

Si la protection cathodique n’est pas maintenue, déterminer si les anodes des dispositifs de mise à la terre seront enlevées ou laissées en place et justifier cette décision.

1.

Décrire le contexte biophysique et socioéconomique à l’emplacement du projet. Indiquer si la désaffectation proposée se trouve sur le territoire domanial.

2.

Remplir le tableau des interactions environnementales et socioéconomiques (voir le tableau K-1 de la présente rubrique) relativement aux méthodes de désaffectation privilégiées, ou fournir une évaluation environnementale et socioéconomique.

3.

Fournir une copie de l’évaluation environnementale de site, phase I qui a été réalisée pour l’emprise pipelinière et toute installation connexe, conformément aux directives de la plus récente version de la norme CSA Z768. L’évaluation environnementale de site, phase I doit recenser toutes les zones de contamination existante ou potentielle et comprendre une évaluation de la situation pour toute contamination existante et documentée ou toute contamination passée et assainie. Fournir la liste des sites contaminés déjà signalés dans l’emprise pipelinière et à l’emplacement des installations connexes, y compris les numéros d’activité d’assainissement attribués par la Régie.

4.

Si l’évaluation environnementale de site, phase I révèle qu’il faut passer à la phase suivante, fournir un exemplaire du plan relatif à l’évaluation environnementale de site, phase II qui décrit les méthodes qui seront adoptées pour enquêter sur toute contamination existante ou potentielle détectée dans le cadre de l’évaluation environnementale de site, phase I, y compris les méthodes d’échantillonnage. L’évaluation environnementale de site, phase II doit être menée conformément à la plus récente version de la norme CSA Z769-00 – Évaluation environnementale de site, phase II.

5.

Fournir un plan de protection de l’environnement ou une description des méthodes de protection de l’environnement, des mesures d’atténuation et des engagements qui seront mis en œuvre pendant les activités de désaffectation, notamment les activités d’assainissement, de remise en état et de surveillance de la remise en état afin d’éviter ou de réduire au minimum les effets environnementaux et socioéconomiques négatifs éventuels. Le degré de précision des renseignements fournis sera fonction de la nature et de la portée du projet.

6.

Fournir un plan décrivant de quelle façon le pipeline et les installations désaffectés seront surveillés durant la période entre la désaffectation et la cessation d’exploitation.

1.

Fournir un résumé des activités de mobilisation menées auprès des personnes et des communautés susceptibles d’être touchées par la désaffectation proposée, notamment :

• propriétaires de terrains;
• utilisateurs des terres;
• peuples autochtones;
• occupants;
• gestionnaires des terres (Couronne);
• organismes ou ordres de gouvernement fédéraux, provinciaux ou municipaux;
• expéditeurs;
• autres tierces parties commerciales, y compris d’éventuels expéditeurs;
• le résumé devrait comprendre, à tout le moins, ce qui suit :
  • les questions ou les préoccupations liées à chaque méthode de désaffectation déterminée;
  • la façon dont les commentaires recueillis dans le cadre des activités de mobilisation ont été pris en compte pour déterminer les méthodes de désaffectation proposées;
  • une description des moyens qu’a pris ou que prendra le demandeur pour donner suite aux questions ou aux préoccupations soulevées et à quel moment;
  • une description de toute question ou préoccupation soulevée qui ne sera pas abordée et pour quelle raison;
  • une description des préoccupations qui subsistent, le cas échéant, et des moyens que le demandeur entend prendre pour les résoudre, ou les raisons pour lesquelles il ne prendra aucune autre mesure à cet égard.

2.

Fournir à toutes les personnes et communautés susceptibles d’être touchées par la désaffectation proposée un avis indiquant la date du dépôt de la demande auprès de la Régie, transmis dans les 72 heures suivant ce dépôt, ainsi que des renseignements précisant où trouver la demande et les documents s’y rattachant sur le site Web de la Régie.

3.

Fournir un plan montrant comment la consultation des personnes et des communautés touchées sera maintenue durant la période entre la désaffectation et la cessation d’exploitation.

1.

Décrire tout droit foncier qui devra être acquis pour la désaffectation, y compris l’emplacement et la superficie de ceux qui devront être acquis ou loués pour, par exemple, des aires de travail temporaires. Décrire (par exemple dans un tableau) le régime foncier le long de l’emprise, y compris la longueur approximative des tronçons de pipeline qui sont situés respectivement le long des terres franches et des terres publiques fédérales ou provinciales. Pour de plus amples renseignements, consulter la section A.4 du présent guide.

1.

Décrire la méthode et les hypothèses utilisées pour estimer les coûts. Indiquer et décrire toute demande présentée aux termes de l’article 183 ou 214.

2.

Fournir une estimation des futurs coûts annuels moyens des activités à réaliser suivant la désaffectation.

3.

Expliquer si le coût estimatif de la cessation d’exploitation du réseau pipelinier a été modifié pour la désaffectation des installations (si oui, préciser comment) et décrire toute incidence sur le coût total estimatif pour le réseau pipelinier de la cessation d’exploitation des installations qui restent.

1.

La description des passifs futurs comprenant ce qui suit :

• les types de passifs et une estimation des coûts connexes;
• un exposé indiquant les travaux de désaffectation qui sont dictés par des obligations juridiques et ceux qui ne le sont pas.

1.

Confirmer la disponibilité des fonds pour les travaux de désaffectation et les futurs travaux de cessation d’exploitation définitive, et inclure une description à jour du financement, des garanties financières ou des autres dispositions pour couvrir les coûts.

2.

Décrire, dans le cas où le pipeline continuera de fournir des services à des tiers expéditeurs, le traitement tarifaire prévu et l’incidence sur les droits.

3.

Expliquer comment le plan de désaffectation se compare au plan de cessation d’exploitation pour les installations ou le site.

1.

Consulter la section B.3 pour des renseignements sur l’accès aux fonds pour les activités de désaffectation.

1.

La demande doit être formulée par écrit, signée par le demandeur (la personne qui demande la révision ou la nouvelle audition) ou son représentant autorisé, déposée auprès de la Régie et signifiée à toutes les parties à la procédure initiale ayant donné lieu à la décision ou à l’ordonnance à l’égard de laquelle une demande de révision ou une nouvelle audition est demandée.

2.

La demande doit contenir les renseignements suivants :

1. un exposé concis des faits pertinents;
2. les motifs que le demandeur juge suffisants pour mettre en doute le bien-fondé de la décision ou de l’ordonnance, ou pour justifier la tenue d’une nouvelle audition, notamment :
   1. une erreur de droit ou de compétence;
   2. des circonstances nouvelles ou des faits nouveaux survenus depuis la clôture de l’instance initiale;
   3. des faits qui n’ont pas été présentés en preuve lors de l’instance initiale et qui ne pouvaient pas être découverts, avec toute la diligence raisonnable;
3. la nature du préjudice ou des dommages qui ont résulté ou qui résulteront de la décision ou de l’ordonnance;
4. la nature de la réparation demandée.

O.1.2 Exigences de dépôt relatives aux changements de dénomination sociale (lorsqu’aucun changement de propriétaire, aucune cession ou prise à bail, ni aucune fusion ne surviendra) aux termes de l’article 181 de la LRCE

1.

Indiquer le changement de dénomination sociale, y compris toutes les anciennes dénominations sociales connues.

2.

Fournir une liste de tous les instruments de réglementation, y compris les ordonnances et les certificats, qui devront être modifiés.

3.

Présenter une mise à jour des documents liés aux exigences en matière de ressources financières et au financement de la cessation d’exploitation, au besoin, pour tenir compte du changement de dénomination sociale, notamment :

1. des instruments financiers utilisés pour le financement de la cessation d’exploitation, y compris, s’il y a lieu, les lettres de crédit, les cautionnements ou les fiducies de cessation d’exploitation;
2. des instruments financiers utilisés pour prouver l’existence de ressources financières.

4.

Fournir une ou plusieurs cartes montrant toutes les installations visées par le changement de dénomination sociale (voir la section 1.12).

5.

Inclure dans sa demande de modification une lettre signée par le dirigeant responsable de la société confirmant le changement de dénomination sociale demandé.

O.2 Modifications

1.

Un résumé concis des changements que le demandeur demande à la Régie d’évaluer.

2.

Tous les détails de la conception nécessaires liés aux changements proposés.

3.

Une déclaration indiquant que la demande de modification ne donnera lieu à aucun changement important à l’information économique sur les installations, ou des documents ou des renseignements expliquant les changements à l’information économique sur les installations, s’il y a lieu.

4.

Tout document ou renseignement à l’appui pour expliquer et appuyer les changements.

5.

Les renvois pertinents au Guide de dépôt, s’il y a lieu.

1.

Description des mesures prises avec les parties pour discuter des questions en jeu et tenter d’arriver à un règlement négocié.

2.

Tableau récapitulatif du coût de service total indiquant les montants pour l’année de base, l’année courante et l’année d’essai ainsi que la variation d’une année à l’autre des éléments de coût suivants :

• frais d’exploitation, d’entretien et d’administration;
• transport par des tiers;
• amortissement et amortissement financier de l’installation;
• impôt sur le revenu;
• taxes autres que l’impôt sur le revenu;
• revenus divers;
• rendement de la base tarifaire;
• postes reportés;
• autres postes.

3.

Analyse de chacun des éléments de coût ci-dessus, par grande catégorie de coûts, et explication de toute variation importante d’une année à l’autre.

Coûts répartis entre entités réglementées et non réglementées comprenant les coûts bruts, les coûts répartis, la méthode de répartition et une justification.

4.

Tableaux montrant le calcul des soldes mensuels des comptes de report, ainsi que le calcul des frais financiers connexes, qui précisent les montants réels et les montants estimés

5.

Tableau de rapprochement des ajouts aux comptes d’installation et des ajouts au titre de la déduction pour amortissement aux fins de l’impôt sur le revenu, pour l’année de base, l’année courante et l’année d’essai.

6.

Tableau qui détaille les changements au solde de l’impôt reporté, pour l’année de base, l’année courante et l’année d’essai.

7.

Préciser le coût estimatif total de la cessation d’exploitation de même que la période de prélèvement pendant laquelle les revenus seront accumulés.

1.

Tableaux qui détaillent la base tarifaire accompagnés des hypothèses et des calculs concernant les installations ajoutées et mises hors service, et le fonds de roulement en espèces

1.

Rapport annuel aux actionnaires courant. Rapport annuel aux actionnaires courant de la société mère, s’il y a lieu.

2.

États financiers pour l’année de base ainsi qu’une explication des principales hypothèses retenues dans la préparation des états.

1.

Capitaux investis. La demande doit déterminer la source des capitaux, notamment les soldes impayés par catégorie de capitaux et par année, investis dans la base tarifaire du réseau et dans toute usine en construction au cours des cinq dernières années et de toute année visée par la demande. La demande doit également décrire toute caractéristique pertinente de chaque catégorie et source de capitaux.

2.

Méthodologie, techniques, méthodes et modèles. La demande doit inclure une description de la méthodologie utilisée pour estimer le coût du capital et le rendement global de même que les techniques, méthodes et modèles qui la composent.

3.

Méthodologie pour les éléments justificatifs. La demande doit inclure la justification des éléments justificatifs spécifiquement sélectionnés qui sont utilisés dans l’estimation du coût du capital.

4.

Frais de la dette. La demande doit décrire et justifier le financement proposé pour les frais de la dette, dans le cadre du taux de rendement de la base tarifaire. La demande doit également décrire en détail, avec les tableaux à l’appui, le calcul pour le recouvrement de la dette au cours de toute année visée par la demande.

5.

Risque commercial. La demande doit contenir une évaluation détaillée des risques commerciaux que court le demandeur, notamment les risques relatifs au marché, à l’approvisionnement, à la concurrence, à l’exploitation et à la réglementation.

6.

Risque financier. La demande doit contenir la description et la justification de la façon dont le demandeur a examiné les risques financiers dans l’estimation du coût du capital et dans l’établissement du taux de rendement et de la structure du capital proposés (le cas échéant). La demande doit également décrire les autres méthodes d’évaluation des risques financiers, la façon dont ces autres solutions ont été incorporées à l’analyse ou la raison pour laquelle elles n’ont pas été ajoutées à celle-ci.

7.

Actifs assujettis à la réglementation. La demande doit inclure une évaluation de haut niveau des répercussions qu’ont les autres actifs et passifs du demandeur ou de la société mère sur le coût du capital pour les installations visées (le cas échéant), en tenant compte du principe de l’entité autonome.

8.

Sociétés ou actifs comparables. Lorsque l’estimation du coût du capital est basée sur des sociétés ou des actifs comparables, la demande doit contenir une analyse des risques commerciaux que court chacune de ces sociétés ou chacun de ces actifs comparables, y compris des risques relatifs au marché, à l’approvisionnement, à la concurrence, à l’exploitation et à la réglementation, ainsi que tout rajustement apporté ou examiné pour accroître la comparabilité.

9.

Données relatives à d’autres pays. Dans le cas où une demande fait référence à des données financières provenant de pays autres que le Canada, le demandeur doit fournir une évaluation des conséquences d’utiliser ces données plutôt que des renseignements propres au Canada; les répercussions analysées doivent comprendre, sans s’y limiter, l’incidence de toute différence dans les régimes fiscaux, les devises, la bourse des valeurs mobilières, le risque réglementaire et les risques du marché. La demande doit également contenir une évaluation sur le besoin et la façon d’effectuer les rajustements aux données de ces autres pays.

10.

États financiers. Le demandeur doit inclure ses plus récents états financiers vérifiés et les notes afférentes ou, lorsque cela n’est pas possible, ceux de sa société mère.

11.

Cotes de solvabilité. Le demandeur doit inclure les deux plus récents rapports de solvabilité délivrés par chacune des agences de notation reconnue, notamment DBRS, Moody’s, Standard & Poor’s et Fitch. Lorsque cela n’est pas possible, le demandeur doit fournir les rapports de solvabilité de sa société mère.

12.

Rendement et structure du capital passés. La demande doit contenir une description et un état (le cas échéant) des données ci-dessous pour les cinq dernières années :

• les soldes réels pour chaque catégorie de capital du demandeur ainsi que les structures du capital réelles qui en découlent;
• le rendement réel;
• les hypothèses utilisées pour déterminer les résultats réels;
• le rendement permis et la structure présumée du capital;
• les explications pour tout écart entre le rendement actuel et le rendement autorisé;
• les explications pour tout écart entre la structure présumée du capital et la structure réelle.

13.

Émission de titres. La demande doit contenir, pour les cinq dernières années, une description des dettes, droits sur l’actif ou autres formes d’émission de titres, du produit net et brut de la société et de leur utilisation.

14.

Tableau récapitulatif. La demande doit contenir pour toute année visée par la demande un tableau récapitulatif illustrant les taux de rendement demandés pour chaque catégorie de capital (le cas échéant), la structure présumée du capital (le cas échéant) et le calcul du rendement sur la base tarifaire.

15.

Norme du rendement équitable. La demande doit clairement démontrer comment le rendement total du capital proposé répond à toutes les exigences relatives à la norme de rendement équitable.

1.

Description concise du réseau pipelinier et des activités, y compris une carte du réseau montrant les zones tarifaires et les régions de livraison

2.

Méthode de conception des droits visée par la demande et justification de tout changement proposé

3.

Tableau comparatif des revenus de l’année d’essai associés à chaque catégorie ou type de services, suivant les barèmes de droits en vigueur et ceux qui sont proposés

4.

Description des révisions proposées au tarif, avec justification et tableaux comparatifs illustrant les changements proposés par rapport aux tarifs en vigueur

1.

Dans sa demande, la société devrait inclure tout changement lié au financement de la cessation d’exploitation. Elle doit aussi justifier de tels changements, notamment ceux liés aux coûts estimatifs totaux de la cessation d’exploitation, ainsi que la façon dont les fonds seront mis de côté ou prélevés, en précisant le rythme des prélèvements.

1.

La source et le volume du gaz à exporter.

2.

Une description des sources d’approvisionnement, y compris celles en gaz au Canada, auxquelles le marché canadien devrait avoir accès (avec hypothèses sous-jacentes) pendant la durée de la licence demandée.

3.

Une description des besoins en gaz prévus (la demande) au Canada (avec hypothèses sous-jacentes) pendant la durée de la licence demandée.

4.

Les effets des volumes d’exportation proposés sur la capacité des Canadiens de répondre à leurs propres besoins en gaz.

1.

La nature de la transaction.

2.

Une carte indiquant le tracé du pipeline et les installations pertinentes en amont et en aval, ainsi que toute installation susceptible d’être laissée en plan.

3.

La confirmation qu’une copie des documents a été remise aux nouveaux propriétaires de l’installation.

4.

Le montant estimatif de la cessation d’exploitation des installations.

1.

Le nom du nouveau propriétaire et exploitant du pipeline, y compris les coordonnées des personnes-ressources.

2.

Le coût historique, l’amortissement passé en charges et la valeur comptable nette de l’actif.

3.

Le prix d’achat de l’actif.

4.

L’utilisation à long terme prévue des installations.

5.

Tout changement aux conditions de service, y compris l’incidence prévue sur les droits.

6.

Un plan exposant en détail comment le demandeur obtiendra l’information ou les dossiers nécessaires pour maintenir et exploiter les installations en toute sécurité.

1.

Fournir un exposé détaillé des circonstances à l’origine de la demande.

2.

Fournir une copie de toute la correspondance pertinente entre le demandeur, l’exploitant de l’installation visée par la demande et toute autre partie susceptible d’être touchée par la demande.

3.

Les demandes visant à obtenir une exemption des dispositions du paragraphe 239(1) doivent démontrer :

• qu’un appel de soumissions a été lancé auprès des expéditeurs intéressés en vue d’offrir toute la capacité pouvant être réservée sous contrat;
• qu’il serait conforme à l’intérêt public d’accorder l’exemption demandée.

4.

En ce qui concerne une demande présentée aux termes du paragraphe 239(3), le demandeur devrait fournir une description des installations que la société pipelinière devrait aménager, y compris une estimation des coûts.

• Numéro du certificat ou de l’ordonnance de la Régie aux termes duquel les travaux ont été exécutés
• Liste des normes, caractéristiques techniques et marches à suivre
• Description des installations soumises à un essai de pression
• Résumé des relevés de pression et de température effectués
• Liste de toute la tuyauterie, des soudures et des vannes qui n’ont pas été soumises à des essais de pression après l’installation ainsi que les raisons pour lesquelles elles n’ont pas été éprouvées
• Déclaration portant que tous les dispositifs de commande et de sécurité ont été inspectés et mis à l’essai, ou le seront, pour en vérifier les fonctionnalités
• Confirmation que :
  • les essais requis ont été effectués et jugés acceptables;
  • tous les permis nécessaires ont été obtenus.
• Certificats de calibrage de l’équipement d’essai
• Tous les enregistrements, tableaux des essais, etc., signés et datés par un représentant de la société
• Précisions concernant les essais de pression qui ont échoué, notamment la cause de l’échec

• Numéro du certificat ou de l’ordonnance de la Régie aux termes duquel les travaux ont été exécutés
• Normes, caractéristiques techniques et marches à suivre
• Confirmation que :
  • les essais requis ont été effectués et jugés acceptables;
  • tous les permis nécessaires ont été obtenus.
• Déclaration portant que tous les dispositifs de commande et de sécurité ont été inspectés et mis à l’essai pour en vérifier les fonctionnalités

Les PPLR répondent-ils aux exigences de l’article 199 de la LRCE?

De plus, les plan et profil doivent être dessinés à l’échelle 1/10 000 ou à une plus grande échelle et, s’il y a lieu, doivent indiquer ce qui suit :

• le tracé proposé du pipeline;
• les limites de la propriété;
• les numéros des parcelles à traverser (p. ex., les désignations cadastrales).

Exigences dont il est fait mention à l’article 201 de la LRCE.

Exigences dont il est fait mention à l’article 50 des Règles.

1.

Déposer une copie de l’avis qui sera signifié aux propriétaires de terrains.

2.

Fournir une copie de l’avis qui paraîtra dans les publications de la région.

3.

Déposer la liste des publications qui seront utilisées.

4.

Aussitôt après avoir signifié et publié un avis exigé à l’article 201 de la LRCE, le demandeur avise par écrit la Régie des dates de la dernière signification et de la dernière publication. La société doit soumettre une feuille de publication des journaux.

1.

Une demande déposée aux termes du paragraphe 208(1) de la LRCE doit comprendre :

• le numéro de l’ordonnance et la date d’approbation des PPLR initiaux;
• la nature et la description de l’erreur contenue dans les PPLR;
• les renseignements exacts (concernant les PPLR);
• une confirmation, tel qu’il est prévu au paragraphe 208(3), que des copies du permis seront remises aux bureaux d’enregistrement ou des titres fonciers appropriés.

Exigences dont il est fait mention à l’article 324 de la LRCE.

Exigences dont il est fait mention à l’article 55 des Règles.

1.

Un résumé du processus de négociation foncière mené entre le demandeur et le propriétaire des terrains pour lesquels une ordonnance de droit d’accès est demandée.

2.

La date de signification de l’avis transmis au propriétaire des terrains aux termes du paragraphe 322(1) de la LRCE.

3.

S’il y a lieu, la date de signification de l’avis transmis au propriétaire des terrains aux termes de l’article 201 de la LRCE.

4.

Une explication des questions en suspens et des raisons pour lesquelles une entente à l’amiable n’a pas pu être conclue.

Exigences dont il est fait mention aux articles 3, 4 et 5 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur la signification.