Productrice de grandes cultures, France Lamonde croise le fer avec le pipeline d’Ultramar. Elle n’est pas la seule! Partout au pays, la tension monte entre les agriculteurs et les géants énergétiques. Un combat de David contre Goliath avec, pour toile de fond, un houleux débat de société.


Trois projets de pipeline au Québec
Ultramar
Longueur du pipeline : 245 km
Constructeur : Ultramar
Nombre de propriétaires touchés
par le tracé : 690
Investissement : 250 millions $
Emprise : 18 mètres
Zone de protection : aucune

Port méthanier Énergie Cacouna
Longueur du pipeline : 230 km
Constructeur : TQM
Nombre de propriétaires touchés
par le tracé : 1000
Investissement : 740 millions $
Emprise : 23 mètres
Zone de protection : 30 mètres

Port méthanier Rabaska
et infrastructures connexes

Longueur du pipeline : 42 km
Constructeur : ?
Nombre de propriétaires touchés
par le tracé : 125
Investissement : 840 millions $
dont 65 millions $ pour le pipeline
Emprise : 23 mètres
Zone de protection : 30 mètres

On n’est pas contre le pipeline d’Ultramar. Et notre objectif n’est pas de l’envoyer dans la cour d’un autre! Mais on demande à l’État d’établir un corridor structuré de servitudes et de planifier les futurs besoins du secteur de l’énergie pour préserver l’agriculture du Québec », explique France Lamonde, copropriétaire avec son mari, Alcide Cantin, de la ferme Montaye inc., située à Saint-Jean-Chrysostome.

Dans un volumineux rapport d’enquête rendu public le 10 septembre dernier, une commission du Bureau d’audiences publiques sur l’environnement (BAPE) donne le feu vert à Ultramar pour la construction d’un pipeline d’une longueur de 245 kilomètres pour acheminer des produits de sa raffinerie de Lévis à son principal centre de distribution situé dans l’est de Montréal. L’oléoduc, un investissement stratégique de 250 millions $, permettrait de doubler l’envoi quotidien de 50 000 barils à 100 000 barils pour répondre à une demande croissante dans la région métropolitaine, l’ouest du Québec, l’Ontario et le Nord-Est américain.

Le rapport de la commission se range aux arguments de Louis Forget, vice-président aux affaires publiques chez Ultramar, qui indique que la compagnie a envisagé d’autres possibilités – train-bloc, navire – ou une combinaison des deux moyens de transport pour répondre à cette demande, mais que « selon les études gouvernementales, le pipeline s’avère la façon la plus sécuritaire pour acheminer de grands volumes d’un point A à un point B ». Si la commission juge techniquement inconcevable l’utilisation des emprises d’Hydro-Québec et de la 20, certaines portions de terrains le long de l’autoroute pourraient toutefois être utilisées. Le même raisonnement s’applique pour l’utilisation d’une portion d’une emprise d’un oléoduc appartenant à Esso. Devant l’opposition à certaines portions du tracé, le président de la commission recommande à la ministre du Développement durable et de l’Environnement, Line Beauchamp, la formation d’une table de concertation.

« Il n’y aura aucun producteur directement touché par ce pipeline assis à cette table », soutient France Lamonde, vice-présidente de l’Association de propriétaires privés, agricoles (acéricoles) et forestiers (apPAF), un regroupement de 255 personnes qui dit détenir 50 % des terres touchées par l’actuel tracé du pipeline. Le tracé du pipeline retenu par Ultramar passe en plein milieu des champs de Mme Lamonde. La productrice de grandes cultures a déjà vu ses 300 hectares de terre rétrécir comme une peau de chagrin par l’installation successive de trois lignes d’Hydro-Québec en 1973, en 1978 et en 1984. Mme Lamonde estime à 35 % la surface de ses terres touchées par des servitudes et des chemins d’accès d’Hydro-Québec pour l’entretien des seize pylônes érigés sur la ferme.

Trente ans de voisinage avec le géant énergétique québécois ont généré plus de tension que les lignes électriques de 735 kV traversant ses terres. Et l’unique montant perçu de 25 000 $ pour l’érection de ces pylônes ne compenserait les maux de tête subis et les frais financiers encourus durant tout ce temps. « On a dû se battre en cour pour obtenir un tracé décent lors de la dernière pause! » poursuit la productrice dont la terre ancestrale est également scindée par deux voies ferrées du CN. Aussi, la possibilité de se voir imposer une autre servitude à caractère perpétuel large de 18 mètres pour établir le pipeline d’Ultramar lui laisse un goût amer, car l’oléoduc trancherait ses champs en deux sur une longueur équivalente à 1,7 km.

Adoptée par le gouvernement Charest en juin 2005, un mois avant que la compagnie Ultramar annonce publiquement son projet, la loi 229 confère un droit d’expropriation pour construire et entretenir le pipeline au nom du « bien public ». « Ultramar n’est pas Hydro-Québec! C’est une filiale de la compagnie américaine Valero qui engrange des profits records, poursuit Mme Lamonde. En d’autres mots, on lègue nos terres au secteur énergétique, des terres sur lesquelles on paye des taxes, que l’on doit surveiller et où on est responsable de tout. Si le pipeline s’inscrit comme un actif dans les livres d’Ultramar, il s’inscrit comme un passif financier et environnemental dans les nôtres! »

Un contrat mal ficelé?
Mme Lamonde reproche à l’UPA d’avoir signé à l’aveuglette une entente cadre avec Ultramar en octobre 2006 qui n’inclut pas de compensation pour les contraintes occasionnées par des servitudes multiples. De plus, selon la productrice, le caractère perpétuel de la servitude octroyée à Ultramar en échange d’une compensation unique pour les inconvénients engendrés par un pipeline qui a une durée de vie de plus de 50 ans (80 ans selon la compagnie) est un marché de dupe.
 

« C’est pas un one shot deal, explique la vice-présidente de l’UPA, Martine Mercier, qui a piloté ce dossier. Les producteurs ont le choix. Ils peuvent recevoir un seul chèque ou recevoir une compensation échelonnée durant toute la vie du pipeline. Par exemple, si on fait l’évaluation et que ça vaut 10 000 $ aujourd’hui, ça peut valoir 9500 $ ou 18 000 $ au fil du temps. Tu prends le risque. »

Selon M. Forget, la formule de paiement échelonné négociée avec l’UPA serait semblable à l’examen quinquennal de l’indemnisation par versements périodiques recommandée par l’Office national de l’énergie (ONÉ). L’organisme fédéral réglemente les 104 compagnies qui exploitent 45 000 km de pipelines interprovinciaux et internationaux au pays. Et l’indemnité offerte par Ultramar, basée principalement sur 250 % de la valeur marchande de la terre, compense les propriétaires pour les inconvénients et les restrictions associés à l’entreprise.

Toutefois, la différence de la valeur marchande de la terre d’une région comme celle de Saint-Hyacinthe et celle du Bas-Saint-Laurent soulève une question d’équité, selon Mme Lamonde, « car les inconvénients sont les mêmes pour tous ». L’évaluation d’une compensation en fonction de la valeur marchande du sol remonte à la première entente du syndicat avec Hydro-Québec en 1999, fait savoir Mme Mercier qui ajoute : « On va bonifier l’entente d’Ultramar, avec les nouveaux projets de pipeline liés aux ports méthaniers en chiffrant ces inconvénients et en étudiant l’allocation de possibles redevances aux producteurs. »

Mme Lamonde craint que l’instauration du pipeline restreigne la circulation dans les champs en raison du poids
de la machinerie agricole moderne et future puis qu’il empêche l’évolution de la conformation des terres.

Au cours des audiences du BAPE, des producteurs ont souhaité recevoir une redevance sous forme de participation au profit de l’entreprise tel qu’il en existe dans le secteur éolien. Pas question toutefois de renégocier pour bonifier l’entente Ultramar-UPA, a-t-on indiqué des deux côtés de la table avant la sortie du rapport du BAPE. Selon le porte-parole d’Ultramar, plus de la moitié des 690 propriétaires touchés par le tracé du pipeline ont déjà signé une convention de servitude qui établit les droits de la compagnie et ceux du propriétaire foncier.

Mme Mercier mentionne aussi qu’il est trop tôt pour dire si un producteur pourrait faire appel au fonds de défense de l’UPA en cas de conflit avec la compagnie. L’entente prévoit que pour qu’un producteur soit poursuivi, « il faudrait qu’il ait délibérément brisé le pipeline ». Ce que confirme M. Forget : « Le producteur est à l’abri de toute poursuite à moins d’un geste volontaire comme dynamiter au-dessus du pipeline. Cela inclut un accident, contrairement à Hydro-Québec qui vous envoie une facture de 150 000 $ si vous accrochez un pylône par mégarde. »

C’est d’ailleurs le sort d’Éric Boutin, producteur laitier, voisin de Monique Lamonde et membrem l’apPAF qui s’est vu refiler une facture de 152 033 $ d’Hydro-Québec en juin 2006, soit les coûts de réparation d’un pylône accroché accidentellement avec une voiture à foin en octobre 2005. Les membres de l’apPAF demandent une indemnité totale qui couvrirait les employés de la ferme et les entrepreneurs qui travaillent à forfait.
 
Éric Boutin s’est vu refiler une facture de 152 033 $ d’Hydro-Québec pour avoir accroché
un pylône avec sa boîte à foin.
« Il n’y avait même pas 1000 $ de dommage en ferraille », soutient l’agriculteur. Le père de M. Boutin a touché une compensation unique de 900 $ en 1971 pour l’installation de ce pylône sur la terre familiale.

Le montant des compensations négocié entre les compagnies pétrolières et de gaz et les agriculteurs pour l’obtention d’une servitude est basé sur plusieurs facteurs : valeur marchande de la terre, perte de surface cultivable et de récoltes, effets nuisibles au drainage de surface et souterrain, dommages aux terres voisines, estimation des taxes foncières, etc. Mme Lamonde déplore qu’il n’y ait pas d’instance gouvernementale provinciale pour arbitrer les conflits potentiels entre les agriculteurs et les compagnies, tel qu’il en existe avec les pipelines sous compétence fédérale. Selon le Secrétariat d’arbitrage des gazoducs du ministère des Ressources naturelles du Canada, sur 141 cas de conflits opposant les compagnies de pipelines aux propriétaires terriens, 28 ont été résolus depuis 1995.

Une longue liste de griefs
Bien qu’Ultramar et l’UPA tentent de montrer patte blanche dans ce projet de pipeline, aucune garantie ne semble être suffisante pour apaiser les inquiétudes de l’apPAF.

Parmi les inconvénients répertoriés par le groupe figurent la profondeur d’enfouissement du pipeline à 1,2 mètre du sol et la limite imposée par la compagnie au travail du sol à une profondeur maximale de 40 cm. M. Forget indique toutefois avoir prévu une ligne d’urgence 24 heures par jour, 7 jours par semaine au cas où un producteur s’enliserait près du pipeline et que le gazoduc sera enfoui à deux fois la profondeur minimale requise par l’Association canadienne des normes (60 cm).

Et il y a les risques pour la santé humaine et l’environnement inhérents à la présence d’un pipeline, dont une possible contamination du sol et de l’eau par exemple. « Ce n’est pas une éolienne, c’est un tuyau dans lequel passent des produits toxiques. Qui est responsable en cas de bris? » demande Mme Lamonde. La commission relève que « plusieurs fuites d’oléoducs de l’ordre de 50 000 litres, voire de 200 000 litres, sont survenues au Canada ces dernières années » et invite la compagnie à peaufiner son mode d’intervention, incluant l’inventaire systématique de tous les puits individuels le long de l’emprise.

La productrice de blé et d’orge pour la consommation humaine et de soya destiné au Japon s’interroge aussi sur la réaction des consommateurs à l’égard de grains santé ou bio produits dans des terres où sera enfoui un gazoduc. En cas de fuite, les commissaires notent qu’Ultramar serait tenu de décontaminer les lieux et que la compagnie s’est engagée à remettre le sol en état tout en compensant les pertes. Ces derniers embrassent la recommandation du MAPAQ, soit que le suivi pour établir les pertes de rendements agricoles devrait être de sept ans au lieu d’une seule année suivant la construction du pipeline, tel qu’il a été proposé par la compagnie.

Zone de 30 mètres contestée

À savoir si Ultramar envisage un jour prolonger le pipeline en Ontario, M. Forget indique que cette question est spéculative : « Si un jour on va sur la lune, est-ce qu’on va amener le pipeline sur la lune? » Elle n’en demeure pas moins pertinente pour les propriétaires fonciers, car dès qu’un pipeline traverse une frontière provinciale ou internationale, l’oléoduc tombe sous l’autorité de l’ONÉ. Dès lors, des zones de protection de 30 mètres s’ajoutent de chaque côté de l’emprise du pipeline.

Cette zone de protection additionnelle de 60 mètres est contestée par deux producteurs du sud de l’Ontario, Dave Core, un producteur de dindons et président de The Canadian Alliance of Pipeline Landowners Association (CAPLA) et Ron Kerr, un producteur de grandes cultures. Les deux agriculteurs croisent le fer en cour avec les Goliaths énergétiques originaires de l’Alberta, TransCanada Pipeline et Endbridge, en invoquant que les restrictions imposées par l’ONÉ limitent leur capacité de cultiver tout en augmentant leur coût de production. Les producteurs disent être passibles d’amendes d’un million de dollars et jusqu’à cinq ans d’emprisonnement s’ils contreviennent aux directives de l’ONÉ.
 
Terre de France Lamonde

David Core, producteur
de dindons et président de
The Canadian Alliance of
Pipeline Landowners Association (CAPLA) veut faire changer la réglementation de l’ONÉ.
 

« L’ONÉ n’a jamais consulté les agriculteurs pour établir le règlement sur le croisement des pipelines conçus sous l’influence du lobby des pipelinières.
Nous demandons un changement dans la loi fédérale parce que les pipelines nous obligent à changer nos pratiques culturales. En plus de subir tous les inconvénients, nous devons demander aux compagnies la permission pour faire notre métier », soutient Dave Core.

Les deux producteurs ontariens ont enclenché un recours collectif de 500 millions $ contre les deux géants énergétiques opérant sous les règlements de l’ONÉ. En novembre 2006, ils ont été déboutés par une juge de la cour supérieure de l’Ontario, mais ils ont porté leur cause en cour d’appel et celle-ci pourrait être entendue au début 2008. « On ne sait pas encore si ce recours collectif va englober tous les propriétaires terriens aux prises avec un pipeline ou seulement ceux qui ont sur leurs terres des pipelines de TransCanada et d’Endbridge opérant sous la législation fédérale », explique John Gouldy, l’avocat des deux producteurs qui ont déboursé plus de 250000$ chacun pour défendre leur cause.

Des répercussions au Québec
Ce recours collectif potentiel amorcé en Ontario pourrait avoir une incidence directe dans la Belle Province au moment où le débat sur la pertinence de la construction de deux projets de ports méthaniers concurrents fait rage. TransCanada Pipeline est un des deux promoteurs du terminal méthanier d’Énergie Cacouna, situé près de Rivière-du-Loup. Tandis qu’Endbridge fait partie d’une société en commandite regroupant Gaz Métro et Gaz de France pour développer celui de Rabaska à Lévis. Les deux projets ne sont pas viables sans la construction de pipelines pour acheminer le gaz naturel vers les marchés nord-américains. En l’absence de réglementation québécoise, les deux futurs gazoducs sont assujettis au règlement de l’ONÉ et devront avoir une zone de protection de 30 mètres de chaque côté, en plus de leur emprise.

Après avoir obtenu aussi sa note de passage au BAPE, le gouvernement du Québec vient de donner le feu vert au projet de construction du premier port méthanier, celui de Gros-Cacouna, en juillet dernier, un projet d’un milliard de dollars, sans que le pipeline (ni la ligne électrique) nécessaire au fonctionnement du terminal ait fait l’objet d’un tracé ni d’une évaluation environnementale. Le président du BAPE, William J. Cosgrove, a d’ailleurs indiqué au ministre de l’Environnement que les deux composantes du projet auraient dû être étudiées ensemble.

« Partout au Canada, y compris au Québec, il n’y a aucun processus réglementaire qui permet de voir les projets dans leur ensemble, comment ces projets peuvent affecter le public et si leur construction est vraiment nécessaire parce qu’ils sont présentés par les compagnies à la pièce. Une des raisons pour lesquelles peu de gens s’intéressent à ces questions est que les organisations doivent faire des représentations à leurs frais. Dans le cas de l’ONÉ, il n’y a pas de remboursement prévu à cet effet », explique l’avocat John Gouldy.

L’ONÉ, qui vient de terminer un deuxième round de consultation pancanadienne sur les futurs besoins énergétiques du Canada, doit publier son rapport en novembre 2007. Mais ni l’UPA, ni la CAPLA, ni la Fédération canadienne de l’agriculture n’ont participé à l’exercice.

Philippe Batani, porte-parole de Gazoduc TQM, le promoteur retenu par Énergie Cacouna pour construire l’indispensable pipeline, indique qu’un tracé préliminaire a été à l’étude au cours de l’été 2007. La construction du pipeline de 250 km, au coût de 740 millions $, touchera 1000 propriétaires dont 95 % sont des agriculteurs. M. Batani prévoit que le projet de gazoduc sera soumis aux audiences du BAPE à l’automne 2008. Entre-temps, des discussions sur une entente cadre de compensation avec l’UPA se poursuivent.

Un éléphant bleu?

Terminal méthanier Rabaska Les plus critiques taxent le projet de Rabaska d’éléphant « bleu », à moins que Québec ait la secrète ambition de devenir une plaque tournante de distribution au sein d’un marché continental de gaz naturel importé et exporté principalement vers les États-Unis. Cela ne se fait pas sans laisser une profonde empreinte écologique, incluant la perte de terres agricoles et de boisés, ni d’envisager une possible attaque terroriste sur la filière de gaz naturel liquéfié. Cette dernière possibilité est toutefois jugée
minime par les autorités* après les événements du 11 septembre 2001. *Rapport du BAPE nÞ 241

Le BAPE a également cautionné la construction d’un second port méthanier en juillet dernier, celui de Rabaska, un projet de 840 millions $ qui englobe la construction d’un pipeline de 42 km au coût de 65 millions $ et qui touchera 125 propriétaires situés à 98 % en zone verte. « Le consortium de Rabaska va nous proposer un tracé pour son pipeline. TQM nous soumet le sien en ce moment. Les deux affectent nos terres. Personne ne semble avoir une vue d’ensemble des projets énergétiques pour limiter les dégâts. C’est un développement anarchique! » explique Luce Bisson, présidente du Syndicat de Kennedy. La CPTAQ doit approuver une zone d’exclusion de 272 hectares pour la construction du port méthanier de Rabaska avant de statuer sur le passage du pipeline d’une ligne hydroélectrique et d’un chemin d’accès. Le consortium Rabaska espère que les décrets du gouvernement seront émis cet automne pour envisager la construction au printemps 2008.

Le ministre des Ressources naturelles et de la Faune du Québec, Claude Béchard, invoque la « diversification du portefeuille énergétique du Québec » pour entériner la construction d’un premier port méthanier en sol québécois. En conférence de presse en juin dernier, M. Béchard admettait n’avoir commandé aucune étude sur les besoins énergétiques des Québécois à la Régie de l’énergie. Et que la rentabilité des deux projets, Rabaska et Énergie Cacouna, situés sur les rives du Saint-Laurent à peine à 200 kilomètres l’un de l’autre, ne relevait pas de son ressort. Les deux projets sont tributaires d’ententes d’approvisionnement négociées à l’étranger chez un nombre restreint d’exportateurs de gaz naturel, dont la Russie et l’Algérie.

Par ailleurs, l’ONÉ justifie la zone de protection de 30 mètres de chaque côté d’un pipeline en invoquant des motifs de sécurité. « Ce règlement a permis de réduire à 3 % les risques de rupture provoqués par une interférence extérieure. Ce pourcentage est de 17 % aux États-Unis, de 27 % en Europe et de 31 % en Alberta qui n’ont pas cette réglementation », explique Paul Trudel en extirpant ces données d’une analyse comparative du rendement des pipelines réalisée par l’organisme de 1991 à 2005, publiée en mars 2007. Durant la période étudiée, la fissuration était la première cause de rupture des pipelines suivie de la dégradation du métal. Un seul incident provoqué par une cause extérieure y a été répertorié.

« Des milliers de stations-service abandonnées »

Francis Gardner, un producteur albertain, en grande conversation avec des employés d’un pipeline
sur sa terre située au pied des Rocheuses. Pour cet éleveur, le mil planté par la compagnie dans l’emprise du pipeline menace la survie de la fétuque des plaines, l’herbage des bisons,
avec laquelle il alimente son troupeau de bœuf bio

Selon le président de CAPLA, David Core, les milliers de kilomètres de pipelines enfouis dans le sous-sol du pays équivalent, au point de vue de la contamination potentielle du sol et de l’eau, à « des milliers de stations-service abandonnées ». Pour le moment, un seul système de pipeline géré par l’ONÉ a cessé d’opérer, soit le pipeline Yukon construit par l’armée américaine en 1942 pour répondre aux impératifs de la Deuxième Guerre mondiale. Yukon Pipelines, propriétaire du pipeline qui serpente en territoire canadien sur une longueur de 133 km, a fait une demande de cessation d’exploitation auprès de l’ONÉ en 1996 et le démantèlement de l’oléoduc n’est pas complété à ce jour. « Tout doit être nettoyé », poursuit Paul Trudel de l’ONÉ, ajoutant que les conditions d’abandon d’un pipeline répondent à un protocole strict, mais sont « du cas par cas ». Cependant une fois un pipeline abandonné, il n’est plus sous l’autorité de l’ONÉ. « Si ce pipeline a contaminé la terre, vous êtes responsable! » soutient David Core.

Il faut se tourner vers l’Alberta dont le sous-sol contient une longueur totale de pipeline presque suffisante pour se rendre de la terre à la lune (373 000 km) pour constater l’état des lieux. Le pays du bœuf compte deux fois plus de pipelines abandonnés (25 000 km) que ce que compte tout le Québec de gazoducs et d’oléoducs (12 000 km). « Pour cesser d’opérer un pipeline, les compagnies doivent l’isoler et le purger avec de l’eau fraîche, de l’air ou un gaz inerte afin de prévenir les possibilités de contamination à mesure que le pipeline rouille », explique Léo Touchette, de l’Alberta Energy Utility Board AEUB, un organisme quasi judiciaire qui réglemente l’industrie du pétrole et gaz. Un rapport de l’organisme sur la performance des pipelines albertains liste un peu plus de 12 000 incidents de 1990 à 2005. Sur les 904 incidents répertoriés cette dernière année, 61 ont été provoqués par des travaux, 709 ont été des fuites et 11, des ruptures.

En 2006, près de la moitié du nombre de litiges entendus par l’Alberta Surface Rights/Land Compensation Board impliquait des pipelines.

« Nous n’avons pas de statistiques sur le nombre de cas de terre ou d’eau contaminée par un pipeline », indique Arlene Chmelyk qui précise que le montant maximal de dédommagement alloué par l’organisation est de 25 000 $. La porte-parole mentionne ne pas pouvoir commenter si cette somme est suffisante pour éponger des dommages liés à une contamination. Et que si le montant requis est supérieur à 25 000 $, les partis doivent aller en cour.

« Les pipelines abandonnés peuvent servir de drain et causer des problèmes d’eau sur la terre ou encore de conduit à des matières polluantes, soutient David Core. Si c’est un gros gazoduc qui rouille sous terre, on risque un accident mortel au passage de grosses machineries, car le sol peut s’affaisser. » Le producteur entreprend aussi des démarches auprès du gouvernement fédéral pour obliger les compagnies à mettre un fonds de cessation d’opération des pipelines afin de les retirer des entrailles de la terre au bout de leur vie utile.

L’engagement d’Ultramar
Selon l’entente Ultramar-UPA, la servitude perpétuelle d’Ultramar pourrait tomber si la compagnie cesse d’opérer le pipeline sur une période ininterrompue de dix ans. « Si nous cessons d’utiliser notre pipeline un jour, nous nous plierons à la décision du ministère de l’Environnement du Québec soit de laisser le pipeline dans le sol, soit de le retirer », indique pour sa part M. Forget qui ajoute du même souffle qu’Ultramar met une réserve financière de côté pour payer les coûts d’enlèvement du pipeline après sa vie utile estimée à 80 ans. Selon certaines sources, ces coûts peuvent égaler ceux de l’installation. Quant à Mme Lamonde, celle-ci se dit incapable de deviner le sort ni l’état de sa terre en 2087. Chose certaine, si la terre ancestrale « handicapée » par une multitude de servitudes n’a pas muté à une vocation industrielle et qu’elle est encore cultivée, ce sera peut-être par des voisins et non par ses descendants. Ses deux enfants n’ont pas été intéressés à prendre la relève.
 
Selon le porte-parole d’Ultramar – second plus important raffineur de l’est du Canada et premier distributeur de produits pétroliers au Québec et dans les Maritimes –, Louis Forget, le pipeline est un actif pour la compagnie. « Le gros avantage du pipeline c’est qu’on contrôle
100 % de nos coûts pour les prochains 50 ans. On n’a pas à affréter des navires ou des trains avec qui nos ententes sont renouvelables aux dix ans. C’est la différence entre être propriétaire ou locataire.
On augmente ou on diminue le débit du pipeline selon la demande sans que ça nous coûte plus cher. »


Sources :
BÉGIN, Pierre-Yvon. « Gazoduc TQM, le promoteur se dit “conscient”des redevances », La Terre de chez nous, 14 juin 2007.
BÉGIN, Pierre-Yvon. « Ports méthaniers, Québec autorise Gros-Cacouna », La Terre de chez nous, 5 juillet 2007.
L’HOMME, Denis et LAVALLÉE, Pierre. « Le projet Rabaska : un bel éléphant “bleu”, Le Devoir, 10 juillet 2007.
DESCÔTEAUX, Bernard. « Une preuve à faire », Le Devoir, 10 juillet 2007.
MERCIER, Julie, « Rabaska, le BAPE cautionne le projet », La Terre de chez nous, 12 juillet 2007.
L’HOMME, Denis et LAVALLÉE, Pierre. « Projet Rabaska : aucune pertinence énergétique pour le Québec », Le Devoir, 8 août 2007.



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