Avec des kilomètres de tuyaux vieillissants, les géants du milieu et des services publics font face à …

Les plus grandes sociétés pipelinières et services publics d'Amérique du Nord exploitent des dizaines de milliers de kilomètres de tuyaux installés il y a un demi-siècle ou plus tôt. Ces actifs permettent aux entreprises de supporter le poids de l'une des plus grandes réformes de la sécurité des pipelines de la dernière décennie.

L'automne dernier, la US Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, ou PHMSA, a révélé de nouvelles exigences en matière de tests qui affecteront principalement les lignes de transport de gaz installées avant novembre 1970. La règle sur la sécurité des pipelines de transport de gaz entrera en vigueur le 1er juillet, commençant un processus pluriannuel obliger les entreprises à évaluer des milliers de kilomètres de tuyaux.

Le nouveau règlement vise à combler une échappatoire qui a contribué à l'un des pires accidents de pipeline de l'histoire des États-Unis: l'explosion de la ligne de transport de gaz PG&E Corp. à San Bruno, en Californie, en 2010, qui a tué huit personnes, blessé des dizaines et détruit 38 maisons.

La PHMSA a estimé que 168 000 milles des 301 000 milles de pipelines de transport de gaz terrestre ont été mis en service avant l'entrée en vigueur des principaux règlements en 1970.

Pour être clair, la date d'installation ne détermine pas à elle seule si le tuyau sera examiné. Selon un certain nombre de facteurs, certains des milles d'avant 1970 ne nécessiteront pas de tests, tandis que certaines infrastructures installées après novembre 1970 nécessiteront une nouvelle évaluation. Une autre limite à la fenêtre du public sur le nombre de miles nécessitant une évaluation est que la PHMSA n'oblige pas les exploitants de pipelines à divulguer publiquement quelles parties de leurs lignes tombent dans le champ d'application de la règle, ce qui rend difficile l'évaluation de l'exposition exacte de chaque entreprise.

Pourtant, l'année d'installation est un déclencheur clé pour la conformité. S&P Global Market Intelligence a analysé les données de la PHMSA pour trouver quelles entreprises ont le plus de tuyaux de transport et de collecte avant 1970 dans leurs systèmes, bien que l'agence finalise toujours les règles de collecte des lignes.

Ces opérateurs comprennent certaines des principales sociétés intermédiaires par capitalisation boursière – y compris Kinder Morgan Inc., TC Energy Corp., Enbridge Inc. et Williams Cos. Inc. – ainsi que de grands services publics tels que Dominion Energy Inc., PG&E et Atmos Energy Corp .. Les filiales des conglomérats américains Berkshire Hathaway Inc. et Loews Corp. figurent également en tête de liste.

La règle crée un nouveau paysage réglementaire pour les lignes de transmission

La règle longtemps retardée a corrigé une faille qui permettait aux opérateurs de renoncer aux tests pour rétablir la quantité de pression pouvant circuler dans les lignes de transmission de gaz. Pendant des décennies, la loi fédérale a permis aux entreprises de fixer et de maintenir la pression de fonctionnement maximale autorisée d'une ligne, ou MAOP, à un niveau établi au cours des cinq années précédant juillet 1970.

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Maintenant, pour les lignes qui ont profité de cette clause dite de grand-père, les entreprises devront effectuer des tests sur des portions qui fonctionnent à des niveaux de stress élevés et traversent des zones à conséquences élevées – des régions densément peuplées où un accident est plus susceptible de provoquer la mort, blessures ou destruction de biens.

Signe de l'ampleur du travail à accomplir pour certaines entreprises, la PHMSA a donné aux opérateurs 15 ans pour se conformer pleinement à la règle. Cette fenêtre de conformité devrait empêcher les tests qui se chevauchent de fermer plusieurs lignes simultanément et de causer des problèmes d'approvisionnement, selon Keith Coyle, avocat chez Babst Calland et ancien conseiller de la PHMSA. Le calendrier devrait également aider à empêcher les coûts de test de grimper au milieu d'une course aux services d'évaluation, a-t-il ajouté.

De nombreuses entreprises ont pris une longueur d'avance au cours des quelque huit années qu'il a fallu aux autorités de réglementation pour achever la réglementation, a déclaré Coyle. Northern Natural Gas Co., une filiale de Berkshire Hathaway de Warren Buffett, a déclaré qu'elle se préparait à la règle de transmission du gaz depuis plusieurs années, mais que les travaux de mise en conformité occuperont l'opérateur encore plusieurs années.

<< Agissant avant la promulgation de la nouvelle règle, Northern a achevé sa vérification du dossier de pression maximale d'exploitation bien avant la date prévue et a prévu et engagé un investissement pluriannuel de capitaux qui nous permettra d'augmenter le nombre d'inspections de pipelines ci-dessus. et au-delà des exigences réglementaires applicables ", a déclaré Michael Loeffler, directeur principal des affaires extérieures de Northern, dans un e-mail.

Les entreprises exposées à la règle de différentes manières

Northern exploite un système de transport de gaz qui s'étend du sud-ouest du Texas au Nebraska, où elle s'étend dans le Midwest et s'étend au nord jusqu'au Minnesota et dans la péninsule supérieure du Michigan. Avec plus de 12 000 milles de tuyaux installés avant 1970, il a le kilométrage le plus élevé avant 1970 dans un seul système.

Kinder Morgan est le premier opérateur de kilométrage d'avant 1970 avec près de 33 000 miles de l'ancienne canalisation, ce qui représente les deux tiers de son kilométrage total. Le tuyau d'un demi-siècle ou plus est réparti sur huit systèmes, avec 87% de ce kilométrage concentré dans quatre systèmes. En chiffres, le géant du midstream basé à Houston est l'une des entreprises les plus exposées aux exigences de la règle, mais l'impact réel que la réglementation aura sur l'opérateur dans les années à venir dépend de la quantité de son système qui est déjà en conformité ou ne relève pas de la portée de la règle. Kinder Morgan a refusé de commenter cette histoire.

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Comme Berkshire Hathaway, une grande partie de l'exposition réglementaire de Williams se fait par le biais d'une seule ligne: le Transcontinental Gas Pipe Line Co. LLC, un système de transport de 10 000 milles du sud du Texas à New York. L'exposition de Loews par le biais de son activité Boardwalk Pipelines Holding Corp. est divisée en deux lignes de plus de 4000 miles chacune avant 1970, tandis que TC Energy et Enbridge ont plusieurs milliers de miles avant 1970 répartis sur cinq et six systèmes, respectivement.

La majeure partie du kilométrage historique d'Enbridge est installée dans le système Texas Eastern Transmission LP, qui se classe au septième rang parmi les systèmes avec des tuyaux antérieurs à 1970. La ligne, qui a commencé sa construction en 1942, a connu une rupture en août 2019, faisant exploser un cratère dans un parc de maisons mobiles dans le comté de Lincoln, dans l'État de Washington, et tuant une personne. Les enquêteurs n'ont pas encore déterminé la cause de l'explosion.

La multiutilité avec le kilométrage le plus antérieur à 1970, PG&E Corp., a presque tout ce tuyau dans un seul système. Il en va de même pour les services publics à grande capitalisation tels qu'Atmos Energy, Sempra Energy, CMS Energy Corp., DTE Energy Co. et les 4550 miles de tuyaux antérieurs à 1970 de Southern Co. Dominion, répartis sur sept systèmes.

Les 30 principaux exploitants de pipelines d'avant 1970 couvrent également plusieurs services publics de taille intermédiaire, dont MDU Resources Group Inc., Black Hills Corp., NorthWestern Corp., ONE Gas Inc. et Southwest Gas Holdings Inc.

Certaines entreprises peuvent avoir beaucoup de kilométrage avant 1970, peu d'exposition réglementaire

Les entreprises n'auront pas à rétablir MAOP sur certaines des lignes bénéficiant de droits acquis, car elles l'ont fait à un moment donné au cours des cinq dernières décennies, selon Coyle. Cela pourrait être dû au fait que le profil de risque pour la zone au-dessus de la ligne a changé, ou que l'opérateur a augmenté la pression sur la ligne pendant cette période, ce qui oblige une entreprise à rétablir la MAOP, a-t-il déclaré.

Les informations fournies par CenterPoint Energy Inc. illustrent comment les exigences de test de la PHMSA peuvent s'appliquer à moins que le kilométrage total d'une entreprise avant 1970. Le système de transport de gaz de CenterPoint comprend 570 miles de tuyaux avant 1970, mais la société estime que seulement 40 miles de ce système situé en Arkansas, soit 7%, entreront dans le champ d'application de la nouvelle règle.

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Les entreprises doivent avoir documenté leur travail pour qu'il compte dans la conformité. Les opérateurs doivent produire des enregistrements traçables, vérifiables et complets, sinon ils devront suivre l'une des six étapes de vérification MAOP approuvées, notamment effectuer de nouveaux tests, réduire la pression de fonctionnement de la ligne ou remplacer le tuyau.

"Je pense que c'est un problème où vous verrez un débat sur ce qui est considéré comme [traceable, verifiable and complete] record. Qu'est-ce qui est assez bon pour certains de ces pipelines? ", A déclaré Coyle.

Certaines entreprises pourraient effectuer des tests par trop de prudence dans les cas où des questions se posent quant à l'adéquation des enregistrements, a-t-il ajouté. Les opérateurs pourraient également tester des lignes qui passent sous des zones à faible risque, ce que la règle n'exige pas, car il est parfois judicieux d'exécuter des outils de diagnostic sur toute la ligne, plutôt que des parties sous des zones à haut risque, a-t-il ajouté.

La PHMSA s'attend à ce que la reconfirmation de la MAOP coûte à l'industrie environ 26 à 28 millions de dollars par an, une fraction des 31,6 milliards de dollars des services publics dépensés à eux seuls en 2019 pour des investissements de sécurité dans les systèmes de distribution et de transport de gaz, selon l'American Gas Association.

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Julien