Rapport du Comité d'examen de l'Arctique de l'Ouest
Évaluation scientifique des risques et des avantages de l'exploration et de l'exploitation des ressources pétrolières et gazières dans les zones extracôtières de l'Arctique.
Table des matières
- Résumé
- 1. Historique du moratoire dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest
- 2. Évaluation scientifique quinquennale
- 2.1 Évaluation quinquennale et aperçu du Comité
- 2.2 Sources d'information
- 2.2.1 Évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort
- 2.2.2 Évaluation socioéconomique
- 2.2.3 Évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien
- 2.2.4 Sondage sur l'équipement de confinement et de contrôle des puits dans les zones extracôtières de l'Arctique, les meilleures technologies et pratiques disponibles
- 2.2.5 Évaluation des émissions de GES
- 3. Contexte régional : Les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest et la région désignée des Inuvialuit
- 3.1 Cadre de gouvernance dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest et la région désignée des Inuvialuit
- 3.2 Réglementation et gestion des activités pétrolières et gazières extracôtières
- 3.3 Contexte environnemental
- 3.4 Aperçu socioéconomique
- 3.5 Aperçu des connaissances traditionnelles et locales et des activités culturelles
- 3.6 Évaluations des ressources d'hydrocarbures des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien
- 4. Scénarios sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières
- 4.1 Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des attestations de découverte importante sur le plateau continental (scénario 3 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)
- 4.2 Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des permis de prospection sur le talus continental (scénario 4 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)
- 5. Mesures d'atténuation et gestion pour protéger les espèces sauvages et leur habitat
- 5.1 Effets sur l'environnement - Poissons
- 5.2 Mesures d'atténuation et de gestion - Poissons
- 5.3 Effets sur l'environnement - Mammifères marins
- 5.4 Mesures d'atténuation et de gestion - Mammifères marins
- 5.5 Effets sur l'environnement - Ours blancs et caribous des toundras
- 5.6 Mesures d'atténuation et de gestion - Ours blancs et caribous des toundras
- 6. Optimisation des effets et des avantages économiques et socioculturels
- 6.1 Effets économiques - Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des attestations de découverte importante sur le plateau continental (scénario 3 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)
- 6.2 Effets économiques - Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des permis de prospection sur le talus continental (scénario 4 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)
- 6.3 Optimisation des avantages économiques et socioculturels de l'exploitation pétrolière et gazière dans les zones extracôtières
- 7. Effets, mesures d'atténuation et gestion des déversements d'hydrocarbures importants
- 8. Étude, mesures d'atténuation et gestion concernant les émissions de GES
- 9. Effets des changements climatiques mondiaux sur les zones extracôtières dans l'Arctique de l'Ouest
- 10. Évaluation du Comité
- 11. Prochaines étapes
- Annexes
- Annexe 1. Mandat du Comité de cogestion de l'Arctique de l'Ouest sur l'évaluation scientifique des risques et des avantages de l'exploration et de l'exploitation pétrolières et gazières extracôtières dans l'Arctique
- Annexe 2. Rapport Harrison
- Annexe 3. Exigences de dépôt de la Régie de l'énergie du Canada pour le forage extracôtier dans l'Arctique canadien
- a. Certificat de conformité
- b. Systèmes de gestion
- c. Mise en œuvre du système de gestion
- d. Évaluation des risques
- e. Plan de sécurité
- f. Programme de gestion des glaces
- g. Plan de protection de l'environnement
- h. Plan de gestion des déchets
- i. Plan d'intervention et de surveillance de la pollution
- j. Plan d'urgence en cas de rejet incontrôlé des fluides d'un réservoir
- k. Plan d'urgence en cas de déversement
- l. Plan d'intervention en cas d'urgence
Résumé
Le 16 décembre 2016, pour appuyer une approche scientifique liée aux activités pétrolières et gazières dans le Nord, le gouvernement du Canada a annoncé un moratoire d'une durée indéterminée sur l'octroi de nouveaux droits pétroliers et gaziers dans les eaux de l'Arctique canadienNote de bas de page 1, qui doit être révisé tous les 5 ans grâce à l'évaluation scientifique du cycle de vie liée au climat et à la vie marine. Après cette annonce, le gouvernement du Canada a consulté des représentants des gouvernements territoriaux, des leaders autochtones du Nord et des représentants de l'industrie pour connaître l'intérêt soutenu qu'ils portaient aux zones extracôtières de l'Arctique. À partir de ces discussions, le gouvernement du Canada a diffusé une stratégie qui décrit les prochaines étapes de l'exploitation des ressources pétrolières et gazières dans l'Arctique.
Lors de la première étape de la mise en œuvre, les représentants de la Société régionale inuvialuit, du gouvernement du Yukon, du gouvernement des Territoires du Nord-Ouest et du gouvernement du Canada se sont rencontrés et ont élaboré en collaboration la portée et le cadre de gouvernance de l'évaluation scientifique du cycle de vie de l'exploration et de l'exploitation du pétrole et du gaz dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest (l'évaluation quinquennale ou l'évaluation)Note de bas de page 2. En avril 2019, le Comité des zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest sur l'évaluation scientifique des risques et des avantages de l'exploration et de l'exploitation des ressources pétrolières et gazières dans les zones extracôtières de l'Arctique (le Comité) a été créé afin de diriger l'évaluation quinquennale. Ce comité a travaillé par consensus et il a retenu les services de plusieurs experts en la matière afin de recueillir et de fournir des renseignements scientifiques de manière à orienter l'évaluation quinquennale.
Le but de l'évaluation quinquennale était de recueillir des connaissances traditionnelles et locales et des renseignements scientifiques afin de déterminer les facteurs liés à l'exploration et à l'exploitation d'hydrocarbures dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest. Ces facteurs servent de fondement aux conseils formulés à l'intention des décideurs chargés de la gestion des ressources pétrolières et gazières dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest pour déterminer s'il faut maintenir le moratoire, ainsi que la meilleure façon de gérer et de réglementer les ressources pétrolières et gazières extracôtières dans cette région si le moratoire est éliminé.
Le Comité s'est concentré sur 5 grands domaines de recherche pour effectuer l'évaluation scientifique :
- L'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort (intitulée Beaufort Regional Strategic Environmental Assessment en anglais) a été réalisée par Kavik-Stantec Inc. pour la zone marine de la région désignée des Inuvialuit. Définie comme un outil de planification proactive, l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort a permis d'évaluer des scénarios hypothétiques sur le développement industriel futur pour comprendre les éventuels effets négatifs et positifs du développement, faire ressortir les approches de gestion possibles pour améliorer les résultats et déterminer les lacunes dans les renseignements et les besoins en recherche importants concernant l'exploitation pétrolière et gazière dans les zones extracôtières. Tout spécialement, l'évaluation a mis l'accent sur 5 scénarios hypothétiques sur l'exploitation :
- 1 scénario sur le statu quo;
- 1 scénario de développement des exportations de gaz naturel et de condensat dans la région intracôtière;
- 2 scénarios sur l'exploitation extracôtière du pétrole brut;
- 1 scénario sur un déversement d'hydrocarbures important.
- La firme Stantec Consulting Ltd. a été chargée d'évaluer les émissions de gaz à effet de serre (GES) découlant de l'exploitation de pétrole et de gaz dans l'Arctique de l'Ouest. Cette recherche a envisagé des scénarios sur la quantification des émissions de GES grâce à l'évaluation du cycle de vie des scénarios associés à la production. Elle a été menée dans le contexte des répercussions mondiales et des engagements stratégiques du Canada en matière de changements climatiques.
- Les services d'Intecsea/Worley et Lloyd's Register Energy ont été retenus pour effectuer un sondage dans l'industrie et présenter un recueil de l'équipement de confinement et de contrôle des puits actuels et prometteurs, les meilleures technologies et pratiques qui sont disponibles, ainsi que pour déterminer leur pertinence en vue de les déployer dans les eaux de l'Arctique canadien.
- Les services d'Ernst & Young s.r.l. ont été retenus pour préparer un rapport sur les éventuels résultats socioéconomiques des cinq scénarios hypothétiques sur l'exploitation de pétrole et de gaz indiqués dans l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort.
- Les services de la Commission géologique du Canada ont été retenus pour préparer une compilation des évaluations des ressources pétrolières et gazières de la région extracôtière du Nord canadien sous la forme d'une évaluation des ressources des bassins sédimentaires canadiens dans les zones extracôtières du Nord de 1973 à 2020 (intitulée Resource Assessment of Northern Offshore Canadian Sedimentary Basins, 1973-2020 en anglais). Ce rapport décrit en détail l'étendue de la prospectivité de pétrole et de gaz dans les différents bassins sédimentaires des zones extracôtières de l'Arctique canadien.
1. Historique du moratoire dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest
Le présent chapitre permet de retracer la chronologie des événements qui ont mené au moratoire sur les activités pétrolières et gazières dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest canadien.
Le 10 mars 2016, le président Obama et le premier ministre Trudeau ont annoncé un nouveau partenariat pour surmonter les défis liés à l'évolution de l'Arctique (Déclaration conjointe du Canada et des États-Unis sur le climat, l'énergie et le rôle de leadership dans l'Arctique)Note de bas de page 3. Le gouvernement du Canada et les États-Unis se sont engagés à ce que des activités commerciales ne soient menées dans l'Arctique que si les normes en matière de sécurité et d'environnement les plus élevées sont respectées et que si elles sont conformes aux objectifs nationaux et mondiaux en matière de climat et d'environnement.
Le 20 décembre 2016, dans la Déclaration commune des dirigeants du Canada et des États-Unis sur l'ArctiqueNote de bas de page 4, les dirigeants ont annoncé ceci :
« étant donné que les eaux arctiques sont irremplaçables et qu'elles sont essentielles à la subsistance et à la culture des communautés autochtones, des Autochtones de l'Alaska et des communautés locales, à la faune et à son habitat ainsi qu'à la recherche scientifique; étant donné la vulnérabilité de ces écosystèmes aux déversements d'hydrocarbures; étant donné les défis et les risques uniques sur le plan logistique, opérationnel, sécuritaire et scientifique que comportent l'extraction pétrolière et les interventions suivant un déversement dans les eaux de l'Arctique — les États-Unis désignent la majeure partie des eaux américaines de la mer des Tchouktches et de la mer de Beaufort comme étant interdite d'accès pour une période indéterminée aux futures concessions pétrolières et gazières extracôtières, et le Canada désignera toutes les eaux arctiques canadiennes comme étant interdites d'accès, indéfiniment, aux futures concessions pétrolières et gazières extracôtières, disposition qui sera réévaluée tous les cinq ans au moyen d'une évaluation scientifique du cycle de vie liée au climat et à la vie marine. »
Le 4 octobre 2018, le Canada a annoncéNote de bas de page 5 qu'il s'était engagé à adopter une approche de collaboration, avec toutes les parties intéressées, à l'égard de l'exploitation de pétrole et de gaz dans les zones extracôtières de l'Arctique et qu'il :
- suspendrait les conditions des permis existants dans les zones extracôtières de l'Arctique pour maintenir les droits existants, remettrait le solde des garanties financières liées aux permis aux titulaires de permis visés et suspendrait toutes les nouvelles activités d'exploitation du pétrole et du gaz pendant la durée de l'évaluation scientifique quinquennale, qui a débuté en décembre 2016;
- travaillerait avec des partenaires du Nord afin de déterminer en collaboration la portée et le cadre de gouvernance de l'évaluation scientifique des répercussions du cycle de vie tous les cinq ans, qui tient compte des données des sciences de la mer et des changements climatiques;
- négocierait une entente de cogestion et de partage des revenus de l'exploitation du pétrole et du gaz dans la mer de Beaufort avec la Société régionale inuvialuit, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest et le gouvernement du Yukon.
En avril 2019, le Comité a été établi afin d'entreprendre l'évaluation quinquennale du moratoire fédéral sur les activités pétrolières et gazières extracôtières dans les eaux de l'Arctique de l'Ouest canadien. Par ailleurs, la négociation d'une entente de cogestion et de partage des revenus du pétrole et du gaz a débuté entre le gouvernement du Canada, la Société régionale inuvialuit, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest et le gouvernement du Yukon.
Le 21 juin 2019, le Canada a adopté le projet de loi C-88Note de bas de page 6, qui modifie la Loi fédérale sur les hydrocarbures, pour autoriser le gouverneur en conseil à interdire l'exercice des activités pétrolières et gazières et suspendre les modalités des permis existants pour éviter qu'ils expirent pendant que le moratoire sur la délivrance de nouveaux permis d'exploitation pétrolière et gazière dans les zones extracôtières de l'Arctique est en vigueur. La Loi fédérale sur les hydrocarbures décrit les exigences relatives à la cession des droits pétroliers et gaziers sur les terres de la Couronne fédérale dans le Nord.
Le 27 juillet 2019, le gouverneur en conseilNote de bas de page 7 a émis l'ordonnance d'interdiction suivante, qui est en vigueur jusqu'au 31 décembre 2021 :
« Il est interdit à toute personne, notamment aux titulaires des permis et des attestations visés à l'annexe, d'entreprendre ou de poursuivre, sur les terres domaniales situées dans les eaux au large de l'Arctique canadien dont les ressources naturelles sont placées sous la responsabilité administrative du ministre des Affaires du Nord, des activités autorisées au titre de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada »
Le 21 décembre 2021, le gouverneur en conseil a renouvelé l'ordonnance d'interdictionNote de bas de page 8 pour un an, jusqu'au 31 décembre 2022. Cette ordonnance a été renouvelée pour garantir que l'interdiction demeure en vigueur pendant que le Comité finalise le rapport.
En ce qui concerne le plateau continental extérieur de l'Arctique américain, le président Obama a promulgué le décret Northern Bering Sea Climate ResilienceNote de bas de page 9, le 9 décembre 2016, et le mémorandum présidentiel Withdrawal of Certain Portions of the United States Arctic Outer Continental Shelf From Mineral Leasing, le 20 décembre 2016. Ensemble, ces décrets ont empêché le forage pétrolier et gazier dans des zones des eaux de l'Arctique et de la mer de Béring et défini la zone de résilience climatique dans le nord de la mer de Béring. Le président Trump a par la suite révoqué le décret et amendé le mémorandum présidentiel le 28 avril 2017 par l'entremise du décret 13795, Implementing an America-First Offshore Energy StrategyNote de bas de page 10.
Le président Biden a rétabli le décret et le mémorandum présidentiel le 20 janvier 2021, ce qui rétablit les zones d'interdiction initiales du forage pétrolier et gazier dans les eaux de l'Arctique et de la mer de Béring.Note de bas de page 11
2. Évaluation scientifique quinquennale
Le présent chapitre offre un aperçu de l'évaluation quinquennale, de la composition et des responsabilités du Comité, ainsi qu'un résumé des principales sources d'information employées pour créer le rapport.
2.1 Évaluation quinquennale et aperçu du comité
Le but de l'évaluation quinquennale était de recueillir des renseignements, notamment les connaissances traditionnelles et locales et les renseignements générés grâce à des méthodes scientifiques, de même que de déterminer les facteurs liés à l'exploration et à l'exploitation des ressources pétrolières dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest, qui servent de fondement aux conseils donnés aux décideurs chargés de la gestion des ressources pétrolières et gazières dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest.
Grâce aux renseignements recueillis ici, les décideurs ont répondu à une question capitale, à savoir si le moratoire sur les activités pétrolières et gazières dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest canadien devait être maintenu pour une période déterminée ou indéterminée, s'il devait être levé avec certaines dispositions en place ou s'il devait être éliminé.
La création du comité et son mandat ont garanti que le gouvernement du Canada, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest, le gouvernement du Yukon et la Société régionale inuvialuit puissent faire des commentaires sur la structure de l'évaluation. Le mandat de l'évaluation, y compris la composition, les responsabilités et les principes directeurs du comité, figure à l'annexe 1.
Le mandat précise que le comité doit être composé de 6 membres : 3 membres du Canada, représentés par Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada, Ressources naturelles Canada et le ministère des Pêches et des Océans, 1 membre de la Société régionale inuvialuit, 1 membre du gouvernement des Territoires du Nord-Ouest et 1 membre du gouvernement du Yukon. Les délégués de chacun des membres du comité ont pris part à l'évaluation quinquennale et à l'élaboration du présent rapport scientifique, qui a été soumis aux ministres responsables de la gestion et de la réglementation de l'exploitation des hydrocarbures dans les 2 territoires, au ministre de Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada et au président-directeur général de la Société régionale inuvialuit.
La Régie de l'énergie du Canada, qui est chargée de réglementer le forage extracôtier dans l'Arctique canadien, et les ministères pertinents ont été consultés sur les questions propres à leur mandat respectif. La Régie de l'énergie du Canada et les représentants ministériels ont apporté un soutien technique utile, ont donné des conseils d'expert au Comité et ont grandement collaboré au rapport.
2.2 Sources d'information
2.2.1 Évaluation environnementale stratégique régionale de BeaufortNote de bas de page 12
L'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort a été entreprise avant la Déclaration commune des dirigeants du Canada et des États-Unis sur l'Arctique (mars 2016) et avant le début de l'évaluation quinquennale (avril 2019) pour orienter la prise de décisions ayant trait aux ressources pétrolières et gazières dans l'Arctique de l'Ouest. Même si l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort a commencé avant l'évaluation quinquennale du moratoire, elle renferme des renseignements de référence qui ont été précieux pour les travaux du comité.
Cinq scénarios hypothétiques ont été établis pour l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort, notamment le statu quo, un scénario sur le développement des exportations de gaz naturel et de condensat dans la région intracôtière, deux scénarios sur l'exploitation extracôtière de pétrole brut (chapitre 4) et un scénario sur un déversement d'hydrocarbures important (chapitre 7).
Le rapport sur l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort a été conçu comme un outil de planification proactif dans lequel des scénarios hypothétiques sur la future exploitation pétrolière et gazière dans les zones extracôtières ont été évalués pour permettre de mieux comprendre les éventuelles répercussions environnementales négatives et positives qui surviendraient, les approches de gestion possibles pour améliorer les résultats et déterminer les lacunes en information et les besoins en recherche importants. L'évaluation a été réalisée grâce à un grand nombre de sources primaires :
- des recueils existants et à des synthèses de l'information des connaissances traditionnelles et locales et des initiatives fondées sur des méthodes scientifiques pour décrire les conditions et tendances économiques, socioculturelles et biophysiques;
- prévoir les effets sur l'environnement;
- déterminer les mesures d'atténuation;
- concevoir des programmes de surveillance et de suivi.
Pour faciliter l'utilisation des connaissances traditionnelles et locales, un cadre des connaissances traditionnelles et locales a été préparé et comprend :
- une base de données sur les connaissances et les observations des Inuvialuit;
- des conseils aux évaluateurs sur l'utilisation et la mention des connaissances traditionnelles et locales, ainsi que sur le renvoi à celles-ci;
- les processus permettant de corroborer l'utilisation et la mention des connaissances traditionnelles et locales.
Le rapport sur l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort a été diffusé le 11 septembre 2020Note de bas de page 13.
Les principaux aspects de cette évaluation sont décrits au chapitre 3, section 3.3, Contexte environnemental.
2.2.2 Évaluation socioéconomiqueNote de bas de page 14
Les services d'Ernst & Young s.r.l. ont été retenus pour effectuer une évaluation des éventuels résultats socioéconomiques des scénarios hypothétiques sur l'exploitation de pétrole et de gaz décrits dans l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort et au chapitre 4 du présent rapport. À partir de l'évaluation des rapports de l'industrie et de la rétroaction des intervenants clés du projet et des experts d'Ernst & Young s.r.l., nous avons préparé la liste détaillée des indicateurs socioéconomiques afin d'évaluer les résultats socioéconomiques.
Les principaux aspects des résultats de l'évaluation sont décrits au chapitre 3, section 3.4, Aperçu socioéconomique, et au chapitre 6.
2.2.3 Évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien
Pour fournir des données quantitatives sur une estimation des ressources pétrolières possibles dans les bassins sédimentaires extracôtiers du Nord canadien, nous avons retenu les services de la Commission géologique du Canada et l'avons chargée de préparer une compilation des évaluations sur les ressources pétrolières qui existaient. Le rapport sur les évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien (intitulé Internal Report (2021) - Resource Assessments of Northern Offshore Canadian Sedimentary Basins en anglais) a été diffusé à l'interne en 2021Note de bas de page 15.
Les principaux aspects des résultats d'évaluation sont décrits au chapitre 3, section 3.5, Évaluations des ressources pétrolières des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien.
2.2.4 Sondage sur l'équipement de confinement et de contrôle des puits dans les zones extracôtières de l'Arctique, les meilleures technologies et pratiques disponiblesNote de bas de page 16
Nous avons retenu les services d'Intecsea/Worley et Lloyd's Register Energy (maintenant le Vysus Group) pour déterminer l'équipement de confinement et de contrôle des puits actuels et prospectifs, de même que les meilleures technologies et pratiques disponibles, afin de déterminer la pertinence de leur déploiement dans les eaux de l'Arctique canadien.
Les résultats du sondage sont décrits au chapitre 7, section 7.2.2, Équipement de contrôle et de confinement des puits, meilleures technologies et pratiques disponibles, tout comme les mesures d'atténuation et la planification de la gestion qui pourraient être mises en place pour éviter de tels déversements.
2.2.5 Évaluation des émissions de GESNote de bas de page 17
Nous avons retenu les services de Stantec Consulting Ltd pour évaluer les éventuelles émissions de GES attribuables à l'exploitation pétrolière et gazière dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest canadien à l'aide des scénarios de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort, qui sont décrits au chapitre 4 du présent rapport.
L'objectif de cette évaluation était de formuler des scénarios réalistes et détaillés sur l'exploitation des ressources pétrolières et gazières dans les zones extracôtières jusqu'à l'année 2050. L'évaluation détermine les éventuelles émissions de GES qui seraient attribuables aux 2 scénarios sur l'exploitation pétrolière et gazière extracôtière, elle compare les éventuelles émissions de GES aux répercussions mondiales et aux engagements du gouvernement du Canada en matière de changements climatiques, et elle établit des mesures d'atténuation, notamment les meilleures technologies disponibles et les meilleures pratiques environnementales.
Les aspects clés des résultats de l'évaluation sont décrits au chapitre 8, Émissions des GES, effets, atténuation et gestion des changements climatiques.
3. Contexte régional : Les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest et la région désignée des Inuvialuit
Le présent chapitre renferme des données contextuelles générales sur :
- le cadre de gouvernance;
- la réglementation et la gestion des activités pétrolières;
- une description du contexte environnemental;
- un aperçu socioéconomique;
- un aperçu des connaissances traditionnelles et locales et des activités culturelles;
- les éventuelles ressources pétrolières des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien.
Ces renseignements sont donnés pour ouvrir la voie aux autres chapitres du rapport, qui portent sur divers aspects des scénarios hypothétiques sur l'exploitation de pétrole et de gaz dans la région.
![Figure 1](/DAM/DAM-CIRNAC-RCAANC/DAM-NTHAFF/STAGING/images-images/western_arctic_review_figure1_1689865140609_fra.jpg)
Équivalent textuel pour la Figure 1. Dispositions pétrolières et gazières, mer de Beaufort, septembre 2021 (Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada).
La figure 1 illustre l'emplacement des droits pétroliers et gaziers en date de septembre 2021, ainsi que les titres de surface et du sous-sol existants dans la région désignée des Inuvialuit. Les permis de prospection sont concentrés dans la mer de Beaufort, dans la partie sud-ouest de la région désignée des Inuvialuit. Une partie des attestations de découverte importante est regroupée dans la même zone que les permis de prospection, au large des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon. Les autres attestations de découverte importante sont situées plus au nord, dans la partie occidentale de l'archipel arctique, plus précisément au large entre les îles Parry et l'île Ellef Ringnes. Les terres 7(1)a sont situées à sept endroits différents de la région désignée des Inuvialuit. La partie la plus à l'ouest des terres 7(1)a est située au nord-ouest d'Aklavik. En direction de l'est, une autre partie des terres 7(1)a est située au nord-ouest d'Inuvik et à l'ouest de Reindeer Station. En continuant vers l'est, la portion suivante est située dans et autour de Tuktoyaktuk. En se dirigeant vers l'est, la portion suivante englobe la totalité du cap Bathurst, au nord du parallèle 70°N. La partie 7(1)a suivante est située à Sachs Harbour et dans ses environs. En direction du sud-est, les terres 7(1)a suivantes sont situées à Paulatuk et dans ses environs. Enfin, la partie la plus à l'est des terres 7(1)a est située dans et autour d'Ulukhaktok. Les terres 7(1)b sont adjacentes aux terres 7(1)a et s'étendent à l'intérieur des terres, autour des communautés suivantes : Tuktoyaktuk, Paulatuk, Sachs Harbour et Ulukhaktok.
3.1 Cadre de gouvernance dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest et la région désignée des InuvialuitNote de bas de page 18
Les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest canadien relèvent de la compétence de plusieurs administrations en vertu de la Convention définitive des InuvialuitNote de bas de page 19, de même que des lois fédérales et territoriales.
La région désignée des Inuvialuit comprend une grande partie de la zone extracôtière de l'Arctique de l'Ouest canadien et est assujettie à la Convention définitive des Inuvialuit. Cette dernière a été signée et, par la suite, elle est entrée en vigueur en 1984, lors de la promulgation de la Loi sur le règlement des revendications des Inuvialuit de la région ouest de l'Arctique. La Convention définitive des Inuvialuit établit les droits issus de traités des Inuvialuit au sens du paragraphe 35(3) de la Loi constitutionnelle de 1982, notamment ceux liés aux terres, aux ressources, à la culture, à la gouvernance, à l'environnement et à l'économie.
La structure de gouvernance établie par la Convention définitive des Inuvialuit est ancrée dans les 6 communautés inuvialuit :
- Aklavik
- Inuvik
- Paulatuk
- Sachs Harbour
- Tuktoyaktuk
- Ulukhaktok
Chacune posséde une société communautaire composée de 6 directeurs élus et d'un président élu. Le président de chaque société communautaire siège au conseil d'administration de la Société régionale inuvialuit. Ainsi, le conseil de la Société régionale inuvialuit représente l'ensemble des priorités et des intérêts des communautés inuvialuit, qui sont alors intégrés dans la planification stratégique et les travaux courants de la Société régionale inuvialuit pour représenter globalement les droits et intérêts des Inuvialuit.
En ce qui concerne la réalisation des activités d'exploitation dans la région désignée des Inuvialuit, la Convention définitive des Inuvialuit a créé un système solide et efficace de cogestion des répercussions des activités proposées pour la région sur les poissons, les espèces sauvages et l'environnement. Ce système de cogestion est ancré dans les communautés et fonctionne en parallèle avec les lois fédérales et territoriales. Chaque communauté a un comité de chasseurs et de trappeurs, un comité d'aînés et un comité de jeunes. Le comité de chasseurs et de trappeurs de chaque communauté nomme les membres au Conseil inuvialuit de gestion du gibier, qui représente les intérêts des Inuvialuit pour les espèces sauvages. À son tour, le Conseil inuvialuit de gestion du gibier nomme les membres inuvialuit à différents organismes de cogestion.
Les représentants nommés par les gouvernements fédéraux et territoriaux et les Inuvialuit s'acquittent de leurs fonctions de cogestion par l'entremise des organismes de cogestion. Ces organisations de cogestion inuvialuitNote de bas de page 20 comprennent le Comité d'étude des répercussions environnementales des Inuvialuit, le Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales, le Comité mixte de gestion des pêches, le Comité consultatif de la gestion de la faune (Territoires du Nord-Ouest) et le Comité consultatif de la gestion de la faune, sur le versant nord.
Étant donné que ces importantes fonctions de gestion ont besoin d'aide, un secrétariat conjoint a été établi pour fournier du soutien administratif, technique et logistique au Conseil inuvialuit de gestion du gibier et aux organisations de cogestion inuvialuitNote de bas de page 21.
3.2 Réglementation et gestion des activités pétrolières et gazières extracôtières
Depuis que le moratoire est entré en vigueur en 2016, le système réglementaire fédéral qui s'applique aux zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest a été examiné en profondeur et modernisé. Les changements apportés comprennent les suivants :
- le remplacement de la Loi sur l'Office national de l'énergie par la Loi sur la Régie canadienne de l'énergie en 2019;
- le remplacement de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012) par la Loi sur l'évaluation d'impact en 2019;
- la diffusion de l'Évaluation stratégique des changements climatiques du Canada en 2020 pour tenir compte des changements climatiques dans toutes les évaluations d'impact fédérales;
- la modernisation de la Loi fédérale sur les hydrocarbures en 2019 et de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada en 2020;
- la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité en 2021.
La Régie de l'énergie du CanadaNote de bas de page 22 réglemente l'exploration et l'exploitation du pétrole et du gaz dans les zones extracôtières de l'Arctique canadien (sauf une partie de l'Arctique de l'Est) en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada. Le but de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada consiste, entre autres choses, à promouvoir la sécurité, la protection de l'environnement et la conservation des ressources pétrolières et gazières.
En vertu de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, des droits de la Couronne sont octroyés pour permettre l'exploration, l'exploitation et la production d'hydrocarbures dans les domaines de compétence fédérale qui ne sont pas visés par la législation sur les ententes de cogestion (par exemple Terre-Neuve-et-Labrador, Nouvelle-Écosse). Le ministre fédéral des Affaires du Nord est responsable de l'administration de la Loi fédérale sur les hydrocarbures là où elle s'applique dans le Nord.
Dans la région désignée des Inuvialuit, les activités pétrolières et gazières dans les zones extracôtières sont assujetties à des processus d'examen réglementaire, notamment des examens environnementaux préalables, établis dans la Convention définitive des Inuvialuit. Des activités pétrolières et gazières extracôtières particulières sont également désignées dans le Règlement désignant les activités concrètes (DORS/2019-285) aux fins de la définition d'un « projet désigné » à l'article 2 de la Loi sur l'évaluation d'impact, loi d'application fédérale. L'intérêt du public est au cœur des évaluations d'impact fédérales. Le rapport d'évaluation qui en découle et le rapport sur les résultats des consultations de la Couronne facilitent la prise de décisions par le gouverneur ou le ministre fédéral, à savoir si les effets du projet sont dans l'intérêt du public. Si les effets sont déterminés comme étant dans l'intérêt du public, le ministre doit publier une déclaration de décision, faisant état des conditions que le promoteur doit remplir. La déclaration de décision détermine également la justification de la décision, en assurant la transparence et la reddition de comptes.
Deux organismes de cogestion ont été créés dans le cadre de la Convention définitive des Inuvialuit afin de gérer l'examen préalable et la vérification des projets de développement, soit le Comité d'étude des répercussions environnementales des Inuvialuit et le Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales. Le Comité d'étude des répercussions environnementales des Inuvialuit effectue une évaluation préliminaire (un examen préalable) d'une activité proposée en fonction de la description du projet préparée et soumise par un promoteur. Le Comité d'étude des répercussions environnementales des Inuvialuit détermine si les activités proposées risquent d'avoir des effets négatifs importants sur l'environnement.
Si le Comité d'étude des répercussions environnementales des Inuvialuit détermine qu'il y aurait des effets négatifs importants sur l'environnement, la demande est renvoyée au Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales en vue d'un examen public approfondi des effets sur l'environnement. Pour de tels projets, le Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales exige que le promoteur présente sa description du projet ainsi qu'une étude d'impact environnemental, notamment des renseignements sur l'état actuel de l'environnement biophysique et humain avant les travaux, l'évaluation des effets du projet et des effets cumulatifs sur l'environnement biophysique et humain, ainsi que les mesures d'atténuation proposées pour réduire les éventuels effets négatifs sur l'environnement. Un groupe d'examen, nommé par le Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales, passe en revue le projet.
3.3 Contexte environnementalNote de bas de page 23
La zone extracôtière de l'Arctique de l'Ouest est reconnue comme une zone importante et sensible sur le plan environnemental en raison de l'interaction entre les milieux océaniques et terrestres. Des mammifères marins et terrestres, des poissons, des oiseaux et d'autres espèces sauvages dépendent de ces divers milieux pour se nourrir et pour élever leurs petits. À leur tour, ces espèces constituent une part importante du régime alimentaire traditionnel des Inuvialuit.
Étant donné l'importance de cet habitat particulier pour de nombreuses espèces, 2 zones de protection et de conservation ont été créées. La figure 2 indique l'emplacement des zones protégées marines et terrestres reconnues officiellement dans les parties maritimes et terrestres adjacentes à la zone d'étude de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort :
Zones de protection marine
- zone de protection marine de Tarium Niryutait : bélugas et autres espèces marines;
- zone de protection marine d'Anguniaqvia niqiqyuam : bélugas, ombles chevaliers, phoques annelés ou barbus;
Refuges d'oiseaux migrateurs
- refuge d'oiseaux migrateurs de l'île Kendall : oiseaux de rivage, oiseaux chanteurs et sauvagine, y compris les Petites Oies des neiges, les oiseaux de rivage, les oiseaux chanteurs;
- refuge d'oiseaux migrateurs de l'île Banks : sauvagine;
- refuge d'oiseaux migrateurs du Delta-de-la-Rivière-Anderson : sauvagine, les oiseaux chanteurs;
- refuge d'oiseaux migrateurs du Cap-Parry : les oiseaux aquatiques, les oiseaux de rivage;
Parcs nationaux
- parc national Ivvavik : terrain de mise bas de la harde de caribous de la Porcupine et nord du Yukon et delta du fleuve Mackenzie;
- refuge d'oiseaux migrateurs du delta de la rivière Anderson : sauvagine, oiseaux chanteurs;
- parc national Tuktut Nogait : caribous de Bluenose Ouest, mammifères terrestres;
- parc national Aulavik : bœufs musqués, mammifères terrestres
- parc territorial de l'île Herschel.
Des experts locaux de la région désignée des Inuvialuit insistent sur l'importance du littoral pour la mise en place d'un camp pour soutenir les activités de chasse et de pêche, la chasse à la baleine, la pêche du poisson, la récolte d'oiseaux et d'autres activités importantes. Les recherches ont également fait ressortir l'importance des milieux côtiers pour la pêche, les oiseaux migrateurs, les mammifères marins et les ours blancs. Les eaux littorales et côtières offrent un habitat important à de nombreuses espèces de poissons. Les estuaires, les baies et les rivières abritent des espèces résidentes et migratoires, et renferment une multitude de milieux pour la croissance et la reproduction. Les estuaires sont aussi des milieux importants pour les espèces hivernantes. Un nombre considérable d'oiseaux migrateurs du Canada occupent en saison les eaux littorales et côtières, notamment des oies, des canards, des cygnes, des huards et des oiseaux de rivage. Ces espèces comptent sur ces eaux pour se reproduire, se nourrir, faire leur mue et élever leurs petits. Les oiseaux migrateurs constituent une part considérable du régime alimentaire traditionnel des Inuvialuit.
Les mammifères marins migrent près de la côte, se nourrissent dans les eaux côtières peu profondes et sont chassés le long des échancrures des zones littorales. Les phoques y sont largement répandus, mais ils occupent également l'environnement littoral, qui offre de bonnes possibilités de chasse traditionnelle en hiver. Les ours blancs dépendent tout particulièrement des milieux côtiers. À mesure que la glace saisonnière fond, de nombreuses espèces se déplacent vers le large pour se nourrir des proliférations de plancton, tandis que d'autres, comme le béluga, préfèrent les eaux côtières peu profondes ou les estuaires pendant l'été.
Le caribou des toundras est également attiré par l'environnement côtier. Il recherche les vents de la côte pour échapper à la chaleur et s'éloigner des moustiques et des mouches en été. Les humains dépendent également des côtes et des milieux côtiers adjacents pour un large éventail d'utilisations. Parmi les données probantes recueillies lors de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort, les détenteurs de connaissances traditionnelles et locales ont donné des détails sur la distribution et l'écologie des milieux côtiers et terrestres importants. Remarque : On ne pourrait jamais décrire tout le contexte environnemental des zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest en quelques courts paragraphes. Les personnes qui souhaitent comprendre davantage cette question sont priées de consulter le rapport de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort et la documentation mentionnée dans les présentes.
![Figure 2](/DAM/DAM-CIRNAC-RCAANC/DAM-NTHAFF/STAGING/images-images/western_arctic_review_figure2_1689865169142_fra.jpg)
Équivalent textuel pour la Figure 2. Aires protégées et terres privées dans la région désignée des Inuvialuit.
La figure 2 illustre les zones protégées, marines et terrestres, les terres privées 7(1)a et 7(1)b, ainsi que les données bathymétriques, à l'intérieur des limites de la région désignée des Inuvialuit. Les aires protégées terrestres indiquées sur la carte sont les suivantes : Le parc national Aulavik, situé sur l'île Banks, au nord-est de Sachs Harbour ; le refuge d'oiseaux migrateurs de l'île Banks, au sud du parc national Aulavik et au nord de Sachs Harbour ; le parc national Ivvavik, situé dans la partie sud-ouest de la région désignée des Inuvialuit, à l'est de la frontière entre le Yukon et l'Alaska ; Parc national Tuktut Nogait, situé dans la partie sud-est de la région désignée des Inuvialuit ; Sanctuaire d'oiseaux migrateurs du delta de la rivière Anderson, situé entre Paulatuk et Tuktoyaktuk. Deux parcs nationaux sont également représentés sur la carte dans le territoire du Yukon, à savoir le parc national Vuntut, situé à la jonction du Yukon, des Territoires du Nord-Ouest et de la frontière entre le Yukon et l'Alaska, et le parc territorial Ni'iinlii Njik, situé au sud du parc national Vuntut. Les aires marines protégées représentées sur la carte sont les suivantes : L'aire marine protégée de Tarium Niryutait, située au large de Tuktoyaktuk, entre l'île Herschel et le cap Bathurst, et l'aire marine protégée d'Anguniaqvia niqiqyuam, située entre le cap Bathurst et le golfe Amundsen, au nord de Paulatuk. Les terres visées par l'alinéa 7(1)a sont situées à sept endroits différents de la région désignée des Inuvialuit. La partie la plus à l'ouest des terres 7(1)a est située au nord-ouest d'Aklavik. En se dirigeant vers l'est, une autre partie des terres 7(1)a est située au nord-ouest d'Inuvik et à l'ouest de Reindeer Station. En continuant vers l'est, la portion suivante est située dans et autour de Tuktoyaktuk. En se dirigeant vers l'est, la portion suivante englobe la totalité du cap Bathurst, au nord du parallèle 70°N. La partie 7(1)a suivante est située à Sachs Harbour et dans ses environs. En direction du sud-est, les terres 7(1)a suivantes sont situées à Paulatuk et dans ses environs. Enfin, la partie la plus à l'est des terres 7(1)a est située dans et autour d'Ulukhaktok. Les terres 7(1)b sont adjacentes aux terres 7(1)a et s'étendent à l'intérieur des terres, autour des communautés suivantes : Tuktoyaktuk, Paulatuk, Sachs Harbour et Ulukhaktok. Enfin, la carte illustre les informations bathymétriques, décrivant la profondeur de la bathymétrie allant de moins de 200 mètres dans les cours d'eau à plus de 3 000 mètres dans la mer de Beaufort.
3.4 Aperçu socioéconomiqueNote de bas de page 24
Ernst & Young s.r.l. décrit la région désignée des Inuvialuit comme une région qui « héberge une structure économique bien particulière, notamment une combinaison d'économie à salaire moderne et d'économie inhérente à la région » (traduction libre). Les 5 principales industries dans la région désignée des Inuvialuit sont la construction, la location immobilière et la location à bail, le transport et le stockage, les soins de santé et les services sociaux, de même que les services professionnels, scientifiques et techniques. Les autres secteurs clés comprennent l'exploration minière et l'exploitation de carrières. La pêche, la chasse et le piégeage font partie intégrante de la vie des Inuvialuit et ce, depuis des millénaires. En 2014, environ 54 pour cent des habitants chassaient et pêchaient dans la région désignée des Inuvialuit et près de 8 pour cent des habitants de la région s'adonnaient à des activités de piégeage.
Toutes les communautés inuvialuit (Aklavik, Inuvik, Paulatuk, Sachs Harbour, Tuktoyaktuk et Ulukhaktok) sont susceptibles de subir les répercussions de l'exploitation pétrolière et gazière extracôtière. Inuvik est le centre administratif de la région désignée des Inuvialuit puisque 59 pour cent des membres de sa population disent être des Inuvialuit, 13 pour cent, des Dénés, 2 pour cent, des Métis, et 24 pour cent, des non-Autochtones.
3.5 Aperçu des connaissances traditionnelles et locales et des activités culturellesNote de bas de page 25
Des facilitateurs qui possèdent de l'expérience en utilisation des connaissances traditionnelles et locales dans les évaluations environnementales et les examens réglementaires ont compilé un inventaire des connaissances traditionnelles et locales pour l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort.Note de bas de page 26 Ils ont examiné les renseignements et en ont fait un résumé à partir des sources de connaissances traditionnelles et locales, en insistant sur la zone d'étude de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort. L'inventaire des connaissances traditionnelles et locales renferme des renseignements sur les ressources et les activités de connaissances traditionnelles et locales particulières, ainsi que des données de base et des renseignements propres au développement, y compris les sites d'habitation traditionnels, les sentiers et les itinéraires traditionnels, les zones d'importance culturelle et les activités ou pratiques traditionnelles.
La chasse, le piégeage et la pêche ont été mentionnés comme les activités traditionnelles qui revêtaient une grande importance pour les communautés inuvialuit de la région désignée des Inuvialuit. La dépendance à l'égard des aliments prélevés dans la nature, qui servent d'aliments de base, est élevée, puisque les aliments issus de la chasse et de la pêche sont généralement privilégiés par rapport à ceux achetés en magasin pour des raisons de santé et de vitalité culturelle.
Les Inuvialuit ont précisé qu'East Whitefish Station, l'île Kendall et Kittigazuit étaient des lieux de pêche importants. Les autres lieux de pêche qui revêtent une grande importance pour les Inuvialuit sont les rivières Firth et Babbage, la baie Philips, la pointe Tununuk et le chenal central du fleuve Mackenzie. La baie Argo a une importance culturelle et écologique pour les Inuvialuit de Paulatuk, puisqu'ils y pratiquent la pêche du poisson, la chasse à la baleine, la chasse et le piégeage.
3.6 Évaluations des ressources d'hydrocarbures des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadienNote de bas de page 27
La compréhension actuelle du contexte géologique régional des zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest provient d'une multitude d'études réalisées par la Commission géologique du Canada (par exemple la cartographie géologique régionale et des études géophysiques) et de données industrielles du domaine public, notamment plus de 200 000 kilomètres de levés sismiques et 247 puits d'exploration.
Le rapport sur les évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien de la Commission géologique du Canada en 2020 porte sur 49 évaluations des ressources des zones extracôtières de l'Arctique canadien, réalisées entre 1973 et 2020. Vingt-quatre de ces évaluations renferment des valeurs sur les ressources quantitatives et 6 autres présentent des cartes de prospectivité. Les évaluations sont regroupées en 9 secteurs (figure 3) et comprennent :
- les eaux se trouvant à proximité des côtes de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie;
- le bassin Canada en eaux profondes, qui occupe le plancher de l'océan Arctique;
- la marge continentale arctique allant de l'île Banks jusqu'au nord de l'île d'Ellesmere;
- le bassin de Sverdrup sous les îles du nord de l'Arctique canadien;
- la mer de Lincoln et le bassin de Makarov au nord de l'île d'Ellesmere et du Groenland;
- la marge de la mer de Baffin entre les îles de Baffin, Devon et Ellesmere et le Groenland;
- la marge franklinienne sous les îles du sud de l'Arctique;
- le bassin Fox au sud-ouest de l'île de Baffin.
La moyenne estimative du potentiel de barils d'équivalent pétrole pour chaque zone d'évaluation est présentée à la figure 4.
![](/DAM/DAM-CIRNAC-RCAANC/DAM-NTHAFF/STAGING/images-images/western_arctic_review_figure3_1689865189236_fra.jpg)
Équivalent textuel pour la Figure 3. Emplacement des zones d'évaluation des ressources présentées dans le rapport sur les évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien - Commission géologique du Canada, 2021.
La figure 3 illustre l'emplacement des zones présentées dans le rapport sur les évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien de la Commission géologique du Canada. Les zones représentées sur la carte sont les suivantes : le delta Beaufort-Mackenzie, situé près de la côte des Territoires du Nord-Ouest et s'étendant jusqu'au pied du talus dans la mer de Beaufort; le bassin Canada, au nord du delta Beaufort-Mackenzie, dans l'océan Arctique; la marge arctique, à l'est du bassin Canada, s'étendant de l'île Banks à l'île d'Ellesmere; le bassin de Sverdrup, à l'est de la marge arctique et sous-jacent au nord des îles de l'Arctique canadien; la dorsale Alpha, située au nord du bassin Canada; le bassin de Makarov, situé dans l'océan Arctique, au nord de la dorsale Alpha; le bassin de la mer de Lincoln, situé au nord du Groenland et des îles arctiques; la crête de Lomonosov située entre le bassin de Makarov et le bassin de la mer de Lincoln, au nord de la partie orientale de la crête Alpha; la marge de Baffin, située entre l'île de Baffin, l'île d'Ellesmere, l'île Devon et le Groenland; les bassins Banks et Eglinton, situés au sud du bassin Sverdrup et à l'est de la marge arctique; la marge franklinienne, sous-jacente aux îles de l'Arctique méridional et au bassin Foxe, situé entre l'île de Baffin et la péninsule de Melville.
![](/DAM/DAM-CIRNAC-RCAANC/DAM-NTHAFF/STAGING/images-images/western_arctic_review_figure4_1689865207799_fra.jpg)
Équivalent textuel pour la Figure 4. Graphique des estimations moyennes du potentiel de barils d'équivalent pétrole récupérable dans les neuf zones d'évaluation utilisées dans le rapport sur les évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien (Commission géologique du Canada, 2021). La production d'hydrocarbures du Canada en 2020 provient du rapport de BP intitulé « 2021 Statistical Review of World Energy ».
La figure 4 est un graphique à barres illustrant la plage des estimations moyennes du potentiel de barils d'équivalent pétrole récupérable pour les 9 zones d'évaluation utilisées dans le rapport sur les évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien. Le graphique montre que la production d'hydrocarbures au Canada en 2020 était d'environ 3 000 à 4 000 des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable. Le delta Beaufort-Mackenzie correspond approximativement à plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 15 000 à 29 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le bassin Canada correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 10 000 à 15 000 millions de barils d'équivalent pétrole. La marge arctique correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 4 000 à 8 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le bassin de Sverdrup correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 9 000 à 16 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le bassin de la mer de Lincoln correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable allant de 43 000 à 44 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le bassin de Makarov et la crête de Lomonosov ont approximativement une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 0 à 3 000 millions de barils d'équivalent pétrole. La marge de Baffin correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 3 000 à 13 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le bassin Foxe correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 0 à 1 000 millions de barils d'équivalent pétrole. La marge franklinienne correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 3 000 à 4 000 millions de barils d'équivalent pétrole.
La plage des estimations moyennes du potentiel de barils d'équivalent pétrole récupérable dans chaque zone d'évaluation est représentée par les barres vertes. La barre beige représente l'estimation moyenne du potentiel de barils d'équivalent pétrole récupérable uniquement dans la structure mésozoïque du bassin de Sverdrup. Les cercles noirs correspondent à l'estimation moyenne du potentiel de barils d'équivalent pétrole pour une seule évaluation.
Contrairement aux autres évaluations des ressources de l'Arctique, DrummondNote de bas de page 30 donne des estimations distinctes des ressources récupérables ultimes de pétrole brut et de gaz naturel sur les terres continentales et dans les zones extracôtières. Dans les zones extracôtières de l'Arctique canadien les estimations des ressources sont de 7 501 millions de barils pour le pétrole brut et de 44,5 mille milliards de pieds cubes pour le gaz naturel.
4. Scénarios sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières
Le présent chapitre décrit 2 scénarios sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières, qui sont mentionnés dans l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort et à la section 2.2.1 du présent rapport. Dans les autres chapitres du rapport, ces 2 scénarios servent à illustrer les effets prévus sur l'environnement, notamment le risque et les effets possibles d'un déversement d'hydrocarbures important (chapitre 7 du présent rapport), leur contribution prévue à la production d'émissions de GES et l'effet qu'ils pourraient avoir sur les changements climatiques (chapitre 8 du présent rapport). Par ailleurs, les scénarios servent à décrire les répercussions prévues sur la vitalité économique, sociale et culturelle de la région.
4.1 Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des attestations de découverte importante sur le plateau continental (scénario 3 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)
Ce scénario décrit l'exploitation et la production hypothétiques des réserves de pétrole grâce aux actuelles attestations de découverte importante dans les eaux de profondeur moyenne (moins de 40 mètres) sur le plateau continental, soit environ de 40 à 50 km au large. Un levé sismique tridimensionnel serait effectué sur une superficie de 60 000 hectares pour délimiter le gisement. Une structure gravitaire au large des côtes servirait de base de forage, de production, d'entreposage du pétrole, de même que de chargement des pétroliers.
Les réservoirs de pétrole devraient être faits de plusieurs grès semi-consolidés du Tertiaire et contenir plus de 700 millions de barils (environ 111 291 000 plus m3) de pétrole récupérable de grande qualité sur une superficie d'environ 4 500 à 5 500 ha à une profondeur de 2 800 à 3 300 m sous le fond marin.
Trois taux de production ont été retenus pour ce scénario en tenant compte de la quantité de pétrole récupérable et de l'équipement qui est disponible pour récupérer et produire du pétrole, notamment :
- 60 000 barils par jour (environ 9 540 m3 par jour);
- 75 000 barils par jour (environ 11 920 m3 par jour);
- 90 000 barils par jour (environ 14 300 m3 par jour).
À titre de comparaison, le gisement Hebron, le deuxième en importance dans le bassin Jeanne d'Arc, situé au large de Terre-Neuve, produit en moyenne environ 150 000 barils par jour (environ 23 850 m3 par jour) de pétrole brut. L'équipement extracôtier comprendrait ce qui suit :
- une structure gravitaire munie de l'équipement de plateforme convenant au traitement, au stockage et au déchargement du pétrole brut de l'Arctique;
- 1 navire ravitailleur;
- 1 navire de réserve (présent en tout temps);
- 1 brise-glace (possiblement 2, utilisés quand il y a de la glace).
Le soutien logistique serait assuré par un navire ravitailleur et un soutien supplémentaire serait offert à Tuktoyaktuk et Summers Harbour. Inuvik servirait de centre administratif et d'affaires. Des pétroliers brise-glace de catégorie 3 sortiraient le pétrole de la mer de Beaufort en suivant la route de l'Alaska toute l'année et il y aurait 1 trajet aller-retour par semaine.
L'espérance de vie opérationnelle des réservoirs serait d'au moins 30 ans (après 2050), mais le scénario est décrit jusqu'à l'année 2050. Bien qu'il soit possible qu'il y ait d'autres gisements à proximité que l'on puisse exploiter une fois que le point d'ancrage sera opérationnel, ces autres projets ne sont pris en compte ni dans ce scénario ni dans l'évaluation. Le déclassement comprendrait l'obturation des puits et le retrait de la plateforme de production de la structure gravitaire.
4.2 Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des permis de prospection sur le talus continental (scénario 4 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)
Ce scénario décrit l'exploitation hypothétique des réserves de pétrole grâce à des permis de prospection en eaux plus profondes (100 m à 1 200 m de profondeur) sur la pente du plateau continental, à environ 100 km au large des côtes. Un programme sismique tridimensionnel serait réalisé sur une superficie allant jusqu'à 120 000 hectares pour délimiter le gisement. Deux puits d'exploration seraient creusés par un navire de forage pendant une période de 4 ans, qui serait suivie de la réalisation de 5 puits de délimitation au cours des 4 années suivantes. Jusqu'à 50 puits de production et d'injection seraient forés de 7 à 12 ans après la découverte. Au cours de la production, une seule unité flottante de production, de stockage et de déchargement serait utilisée toute l'année pour le traitement et le chargement du pétrole à bord de pétroliers à double action, renforcés pour la navigation dans les glaces. Les pétroliers sortiraient de la mer de Beaufort à l'ouest par la route de l'Alaska toute l'année, avec un aller et un retour tous les 5 ou 6 jours, et à l'est par le passage du nord-ouest pendant la saison des eaux libres, avec 1 aller et 1 retour par mois.
Dans ce scénario, l'exploitation comprendrait la production de pétrole au moyen de la réinjection du gaz pour conserver et maintenir la pression dans les réservoirs. Une petite partie du gaz pourrait être nettoyée et utilisée comme carburant. Dans ce scénario hypothétique, on suppose que le gisement s'étend sur 40 000 à 60 000 ha et qu'il donne 2 millions de barils (environ 317 975 000 m3) de potentiel de pétrole récupérable (actuellement non découvert).
Trois taux de production ont été retenus pour ce scénario en tenant compte de la quantité de pétrole récupérable dans le gisement de pétrole et de l'équipement disponible pour récupérer et produire le pétrole, soit :
- 120 000 barils par jour (environ 19 100 m3 par jour);
- 180 000 barils par jour (environ 28 600 m3 par jour);
- 240 000 barils par jour (environ 38 200 m3 par jour).
Une fois encore, à titre de comparaison, le gisement Hebron, le deuxième en importance dans le bassin Jeanne d'Arc, situé au large de Terre-Neuve, produit en moyenne environ 150 000 barils par jour (environ 23 850 m3 par jour) de pétrole brut.
L'équipement en mer comprendrait ce qui suit :
- une unité flottante de production, de stockage et de déchargement pour l'équipement de plateforme convenant au traitement, au stockage et au déchargement du pétrole brut de l'Arctique;
- des collecteurs sous-marins, des têtes de puits et des colonnes montantes reliées à l'unité flottante de production, de stockage et de déchargement;
- 1 navire-entrepôt (peut-être 2, au besoin);
- 1 ou 2 navires de réserve, au besoin, pour l'unité flottante de production, de stockage et de déchargement et le navire de forage;
- 1 navire de forage (présent au début de la production);
- 1 brise-glace (peut-être 2, utilisés quand il y a de la glace);
- 1 navire ravitailleur (peut-être 2, au besoin);
La durée de vie opérationnelle des réservoirs serait d'au moins 30 ans (après 2050), mais le scénario est décrit jusqu'à l'année 2050 et au-delà. Le déclassement aurait lieu après 2050 et comprendrait l'obturation des puits sous le fond marin, le retrait des collecteurs sous-marins et des colonnes montantes ainsi que la récupération des conduites.
5. Mesures d'atténuation et gestion pour protéger les espèces sauvages et leur habitatNote de bas de page 31
Le présent chapitre décrit les effets environnementaux possibles des 2 scénarios sur l'exploitation de pétrole brut dans la zone extracôtière, décrits au chapitre 4, pour certaines des espèces qui sont les plus importantes pour les résidents de la région désignée des Inuvialuit, soit les poissons, les mammifères marins et d'autres espèces sauvages, comme l'ours blanc et le caribou des toundras, de même que les mesures d'atténuation et de gestion qui sont disponibles pour atténuer aux répercussions les plus graves.
On s'attend à ce que les mesures d'atténuation habituelles, les meilleures pratiques de l'industrie et les exigences et conditions de gestion environnementale, précisées dans les autorisations de travaux et de production, réduisent les répercussions sur l'environnement d'activités courantes particulières.
5.1 Effets sur l'environnement : poissons
Les 2 scénarios proposés sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières auraient probablement des effets sur les poissons et leur habitat en raison du trafic maritime, des levés sismiques, de l'installation et de l'exploitation des structures en mer et des activités connexes. Les effets sur les poissons peuvent être comportementaux, physiques et possiblement mortels. L'incidence sur l'habitat peut comprendre la détérioration, la perturbation et la destruction. Par ailleurs, les activités sismiques peuvent causer la mort et des blessures et avoir des répercussions sur le comportement des poissons. L'atténuation des répercussions sur les poissons et d'autres composantes marines valorisées (par exemple l'habitat côtier, la glace de mer, les niveaux trophiques marins inférieurs et l'océanographie) serait réglementée grâce à une approche écosystémique visant à protéger les poissons et leur habitat.
5.2 Mesures d'atténuation et de gestion : poissons
Des mesures standards, comprises dans les conditions des autorisations de travaux et de production, permettraient d'atténuer et de gérer les effets possibles sur les poissons et leur habitat découlant des deux scénarios proposés d'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières. De plus, des évaluations des impacts permettraient de déterminer des mesures propres au site. Les mesures standards comprennent les suivantes :
- éviter l'habitat sensible des poissons;
- élaborer un plan de compensation de l'habitat des poissons, notamment le remplacement ou la remise en état de l'habitat qui n'entraîne aucune perte nette, conformément à la Politique sur l'application de mesures visant à compenser les effets néfastes sur le poisson et son habitat en vertu de la Loi sur les pêches (2019);
- effectuer des activités de préparation de site, dans la mesure du possible, dans des conditions relativement calmes pour réduire la dispersion des sédiments;
- avoir recours à des mesures qui permettent de diminuer la remise en suspension des sédiments et de contenir leur dispersion (par exemple la modélisation de l'éventuelle dispersion des sédiments afin d'orienter les mesures d'atténuation, un filtre à limon, le choix de l'équipement de dragage);
- confirmer et marquer les zones de mouillage afin de réduire les effets sur l'habitat des poissons marins;
- concevoir et mettre en œuvre un programme de suivi des effets sur l'environnement afin d'établir des renseignements de base sur la santé des poissons et leur habitat, en vue de faire des comparaisons avec les effets futurs;
- employer des procédures d'intensification au démarrage des canons à air pendant les levés sismiques;
- élaborer et mettre en œuvre des plans de gestion de l'environnement pour la préparation du site, l'installation et le fonctionnement;
- travailler pendant des périodes à moindre risque lors de la construction dans l'eau (par exemple le dragage) afin d'éviter les stades sensibles du cycle de vie des poissons.
5.3 Effets sur l'environnement : mammifères marins
Pour les 2 scénarios sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières, on s'attend à ce que les effets les plus marqués sur les mammifères marins et leur habitat proviennent du trafic maritime causé par les pétroliers, les navires ravitailleurs et les brise-glace, ainsi que des activités liées à l'exploration sismique marine, au forage et à la production. Les effets sur les mammifères marins peuvent être comportementaux, physiques et possiblement mortels. Les répercussions sur l'habitat peuvent comprendre la détérioration, la perturbation et la destruction. Parallèlement, il faudrait tenir compte de l'incidence sur d'autres composantes valorisées, notamment l'habitat côtier, la glace de mer, les niveaux trophiques marins inférieurs et l'océanographie, dans une approche écosystémique afin de protéger les mammifères marins et leur habitat.
5.4 Mesures d'atténuation et de gestion : mammifères marins
Les mesures suivantes permettraient d'atténuer et de gérer les effets possibles sur les mammifères marins qui seraient attribuables aux 2 scénarios proposés sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières :
- créer des marges de recul et des périodes de protection de l'habitat pour protéger l'habitat sensible utilisé pour la recherche de nourriture, la migration, l'élevage des petits ou la mise bas;
- utiliser les itinéraires actuels et courants des navires et des brise-glace, lorsque cela est possible et pratique; le Canada a entrepris un projet dans le cadre du Plan de protection des océans afin d'établir un réseau de couloirs de transport maritime à impact réduit dans l'Arctique, qui incite les transporteurs maritimes à suivre des itinéraires qui posent moins de risque et qui réduisent l'incidence sur les communautés et l'environnement;
- faire en sorte que les navires maintiennent leur cap et une vitesse sécuritaire (par exemple moins de 10 nœuds), dans la mesure du possible;
- avoir recours à des programmes de surveillance des espèces sauvages à bord des navires, des brise-glace et des plateformes pour identifier les mammifères marins dans le secteur et maintenir une distance d'opération sécuritaire;
- créer d'autres programmes de surveillance à long terme afin de recueillir plus de données sur l'état des populations, l'utilisation de l'habitat, l'état corporel, la réaction des mammifères marins aux humains et aux activités d'exploitation;
- élaborer et mettre en œuvre des stratégies de cogestion qui définissent les buts et objectifs de la gestion et qui correspondent aux politiques standards sur la gestion des mammifères marins de plusieurs utilisateurs du milieu marin dans la région (Plan de gestion du béluga de la mer de Beaufort);
- surveiller les sources sonores dans les zones de sécurité pendant la durée des levés sismiques pour protéger les mammifères marins contre les blessures attribuables aux bruits sous-marins;
- utiliser des restrictions temporelles ou d'autres technologies de surveillance (par exemple la surveillance acoustique passive), au besoin, lors de l'exploitation dans des zones d'habitat particulières (par exemple des groupe de baleines boréales qui s'alimentent).
5.5 Effets sur l'environnement : ours blancsNote de bas de page 32 et caribous des toundras
Les 2 scénarios sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières pourraient avoir des effets sur les espèces sauvages, notamment les ours blancs et les caribous des toundras. Les activités des projets réalisées toute l'année et le déglaçage pourraient entraîner des perturbations de l'habitat, des changements de comportement et un risque de mortalité accrue causé par les conflits attribuables à la concurrence pour l'espace.
5.6 Mesures d'atténuation et de gestion : ours blancs et caribous des toundras
Les mesures suivantes permettraient d'atténuer et de gérer les effets possibles sur les ours blancs et les caribous des toundras qui seraient attribuables aux 2 scénarios proposés sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières :
- établir des marges de recul et des périodes de protection de l'habitat afin de protéger l'habitat sensible, servant à la recherche de nourriture, à l'élevage des petits ou à la mise bas, contre les effets des brise-glace, des motoneiges et des aéronefs à basse altitude;
- utiliser des périodes et des itinéraires marins particuliers pour éviter les zones importantes de l'habitat, des procédures opérationnelles, notamment exiger que les navires suivent un itinéraire constant et qu'ils réduisent leur vitesse, et les services de surveillance des espèces sauvages;
- suivre les itinéraires courants et actuels des navires et des brise-glace, lorsque cela est possible et pratique;
- exiger des programmes de sécurité des ours blancs pour sensibiliser les travailleurs et réduire les éventuels conflits entre les humains et les ours;
- utiliser des programmes de surveillance des espèces sauvages pour repérer les ours dans le secteur et maintenir des distances d'opération sûres, ce qui peut comprendre l'observation à distance à l'aide de drones (par exemple autour des éoliennes);
- utiliser des programmes de surveillance à long terme pour recueillir des données sur l'état des populations, l'utilisation de l'habitat, l'état corporel et la réaction des ours blancs aux activités humaines et d'exploitation;
- repérer et surveiller l'habitat de mise bas et élaborer des exigences pour éviter les zones vulnérables clés pendant la navigation et d'autres activités (par exemple maintenir une distance d'opération);
- élaborer et mettre en œuvre des stratégies de cogestion qui définissent les buts et objectifs de gestion et qui correspondent à la politique de gestion des ours blancs de plusieurs utilisateurs des ressources marines dans la région.
6. Optimisation des effets et des avantages économiques et socioculturelsNote de bas de page 33
Le présent chapitre porte sur les effets économiques et socioculturels qui pourraient découler des 2 scénarios sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières, les répercussions que ces scénarios pourraient avoir sur les habitants de la région désignée des Inuvialuit en particulier et des territoires de façon plus large, ainsi que les possibilités d'optimiser les avantages économiques et socioculturels.
6.1 Effets économiques - Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des attestations de découverte importante sur le plateau continental (scénario 3 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)
Dans le scénario de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort sur l'exploitation sur le plateau continental à l'aide d'une attestations de découverte importante, les opérations devraient verser chaque année dans l'économie :
- 146,8 millions de dollars sous la forme de dépenses brutes pour l'économie de la région désignée des Inuvialuit;
- 95,0 millions de dollars du PIB;
- 50,3 millions de dollars de revenus de travail;
- elles devraient permettre de maintenir 502 emplois équivalents temps plein pendant une période de 23 ans.
Les contributions annuelles moyennes sous forme de redevances sont estimées à 547,8 millions de dollars par année.
Dans les Territoires du Nord-Ouest, l'exploitation devrait contribuer à un total annuel estimatif de :
- 160,8 millions de dollars de dépenses brutes dans l'économie;
- 104,2 millions de dollars du PIB;
- 54,6 millions de dollars de revenus de travail;
- soutenir 540 emplois équivalents temps plein.
Le Yukon devrait profiter chaque année, au total, de :
- 3,1 millions de dollars de dépenses brutes;
- 2,8 millions de dollars du PIB;
- 1 million de dollars de salaire;
- 10 emplois équivalents temps plein.
À l'échelle nationale, les opérations des projets devraient verser chaque année :
- 228,7 millions de dollars sous la forme de dépenses brutes;
- 148,1 millions de dollars du PIB;
- 79,4 millions de dollars de salaires et de revenus de travail;
- 894 emplois équivalents temps plein dans l'économie nationale.
Le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest, le gouvernement du Yukon et le gouvernement du Canada devraient profiter de 30,6 millions de dollars de revenus gouvernementaux annuels grâce aux activités d'exploitation de ce scénario. À la suite du transfert des responsabilités, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest s'est engagé à partager les revenus tirés des ressources extracôtières avec les gouvernements autochtones des Territoires du Nord-Ouest, y compris la Société régionale inuvialuit.
6.2 Effets économiques - Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des permis de prospection sur le talus continental (scénario 4 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)
Dans le scénario de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort sur l'exploitation sur le talus continental grâce à des permis de prospection, on suppose que les opérations dureront 31 ans, qu'elles généreront des contributions annuelles estimées à :
- 167,2 millions de dollars de dépenses brutes;
- 108,2 millions de dollars du PIB;
- 57,3 millions de dollars de revenus de travail;
- et qu'elles soutiendront 572 emplois équivalents temps plein.
Les contributions annuelles moyennes sous forme de redevances dans ce scénario sont estimées à 1,2 milliard de dollars par année.
Les contributions à l'économie des Territoires du Nord-Ouest devraient représenter :
- 183,1 millions de dollars de dépenses brutes;
- 118,7 millions de dollars du PIB;
- 62,2 millions de dollars de revenus de travail;
- 614 emplois équivalents temps plein.
Le Yukon devrait profiter d'un total annuel de :
- 3,5 millions de dollars de dépenses brutes;
- 3,2 millions de dollars du PIB;
- 1,2 million de dollars de salaires;
- 12 emplois équivalents temps plein.
À l'échelle nationale, les activités d'exploitation pétrolière pourraient contribuer :
- au total, à des dépenses brutes annuelles dans l'économie de 260,5 millions de dollars;
- 168,6 millions de dollars du PIB;
- 90,5 millions de dollars de revenus de travail;
- 1 018 emplois équivalents temps plein.
La Société régionale inuvialuit, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest, le gouvernement du Yukon et le gouvernement du Canada devraient profiter de 46,7 millions de dollars de revenus gouvernementaux par année grâce aux activités d'exploitation dans ce scénario. À la suite du transfert des responsabilités, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest s'est engagé à partager les revenus tirés des ressources extracôtières avec les gouvernements autochtones des Territoires du Nord-Ouest, y compris la Société régionale inuvialuit.
6.3 Optimisation des avantages économiques et socioculturels de l'exploitation pétrolière et gazière dans les zones extracôtières
Les effets économiques et socioculturels qui découleraient des 2 scénarios sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières devraient être de nature semblable et avoir un effet positif important sur l'économie locale. L'exploitation se traduirait par une croissance de l'emploi pour les résidents de la région désignée des Inuvialuit, des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon, ce qui entraînerait une augmentation des achats de biens et de services par des entreprises inuvialuit et d'autres entreprises du Nord, ainsi que d'autres avantages financiers découlant des taxes et des redevances pétrolières et gazières.
Des possibilités accrues d'emplois à l'échelle locale pourraient être générées par les promoteurs de projets, des entrepreneurs importants et des fournisseurs de biens, d'équipement et de services. L'accroissement des activités des navires, du tourisme et des activités pétrolières et gazières ou renouvelables dans les zones extracôtières pourrait avoir un effet cumulatif qui imposerait une plus grande demande à l'infrastructure actuelle dans les communautés de la région désignée des Inuvialuit, et l'afflux de travailleurs extérieurs pourrait avoir une incidence sur la capacité des hôtels et des lieux d'hébergement temporaire, les épiceries, les centres de services, les soins de santé, les services d'incendie et d'urgence. De tels besoins entraîneraient probablement une amélioration des infrastructures de transport maritime et aérien, ainsi que des services d'hébergement et connexes, des locaux à bureaux et des zones industrielles, d'où une amélioration de la capacité et de la qualité des infrastructures.
En général, la demande de main-d'œuvre accrue devrait se traduire par une croissance de la population dans la région désignée des Inuvialuit puisque l'offre actuelle de main-d'œuvre dans la région serait insuffisante pour pourvoir tous les postes qui seraient nécessaires. Cette situation aurait des répercussions socioéconomiques positives sur les Territoires du Nord-Ouest, le Yukon et le Canada. À l'échelle régionale, l'exploitation pétrolière et gazière dans les zones extracôtières pourrait exercer des pressions sur le logement. Néanmoins, la région désignée des Inuvialuit devrait enregistrer une augmentation considérable des investissements pendant la construction, ce qui se traduirait probablement par la construction de nouveaux logements, la modernisation des services et des bases d'approvisionnement, des logements pour le personnel, des infrastructures maritimes et des installations aéroportuaires, ainsi que des infrastructures communautaires.
Les emplois créés dans ces régions pourraient entraîner une hausse du coût de la vie, mais aussi une augmentation du revenu familial moyen, de la formation et du niveau de scolarité, ce qui aurait un effet positif sur le niveau de vie de nombreux ménages. Toutefois, la participation accrue de la population active à des emplois salariés pourrait se traduire par une diminution du temps disponible pour pratiquer des activités traditionnelles de récolte.
Tuktoyaktuk et Summer Harbour serviraient probablement de bases logistiques, tandis qu'Inuvik serait un carrefour des affaires et de l'administration pour la région. La région désignée des Inuvialuit devrait connaître une croissance considérable des investissements découlant de la modernisation des bases de service et d'approvisionnement, de l'aménagement de logements pour le personnel, de la construction d'infrastructures maritimes et aéroportuaires pour appuyer les activités d'exploration pétrolière, le forage de puits de production, l'exploitation de structure gravitaire et d'unités flottantes de production, de stockage et de déchargement, ainsi que l'expédition du pétrole.
Le programme préliminaire de levés sismiques tridimensionnels, le forage d'exploration et le forage de délimitation nécessiteraient au total une main-d'œuvre composée de plusieurs centaines de personnes. Le forage de mise en valeur des gisements, la construction de l'infrastructure sous-marine et la connexion de la structure gravitaire à l'unité flottante de production, de stockage et de déchargement nécessiteraient probablement un effectif composé de plusieurs centaines à plus d'un millier de personnes, y compris des travailleurs de la construction en mer, des membres d'équipage de navires de forage, des membres d'équipage chargés de l'approvisionnement, de même que du personnel chargé de l'administration à terre, de la logistique, de l'entretien et d'autres membres du personnel. L'exploitation de la structure gravitaire et de l'unité flottante de production, de stockage et de déchargement, du navire ravitailleur, de brise-glace, de l'équipage d'hélicoptères et du personnel à terre nécessiterait probablement une main-d'œuvre composée de plusieurs centaines de personnes.
Le niveau d'investissements requis pour appuyer ces activités d'exploitation en mer offrirait des débouchés commerciaux aux entreprises locales. On s'attend à ce que la main-d'œuvre requise soit de quelques centaines à plus d'un millier de personnes.
Pour garantir que ces avantages économiques reviennent en priorité aux communautés locales et à l'économie du Nord, l'article 16 de la Convention définitive des Inuvialuit, l'article 5.2 de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et l'article 21 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures doivent être mis en œuvre de manière à réduire les lacunes dans les capacités locales et à relever les défis auxquels les entreprises du Nord sont confrontées. Les plans de retombée doivent comprendre des mesures réalisables pour appuyer l'emploi, la formation et l'éducation des Inuvialuit et d'autres résidents locaux. Les entreprises inuvialuit et autres entreprises du Nord profiteraient d'initiatives de développement de réseaux de fournisseurs et de véritables occasions d'offrir des fournitures et des services. Les priorités comprendraient les suivantes, mais sans s'y limiter :
- l'éducation des Inuvialuit et le renforcement de la capacité des entreprises;
- la négociation et la mise en œuvre d'accords de participation, conformément à l'article 10 de la Convention définitive des Inuvialuit;
- la négociation et la mise en œuvre d'ententes de collaboration et d'avantages, conformément au paragraphe 16(12) de la Convention définitive des Inuvialuit;
- des accords de coopération, des accords de participation et des accords d'accès avec les autorités inuvialuit pour s'assurer que les entreprises inuvialuit ont un accès équitable aux possibilités d'approvisionnement; la planification préliminaire et l'accès prioritaire sont essentiels pour favoriser une véritable participation aux activités de développement économique dans la région à mesure qu'elles se présentent;
- la prise en compte des régimes d'avantages, conformément à la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et à la Loi fédérale sur les hydrocarbures, qui représentent les intérêts des autres résidents des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon.
Il faut accorder la priorité à l'élaboration de mesures, comme les régimes d'avantages, pour accroître les éventuels avantages des projets, tout en réduisant les effets négatifs pendant le cycle de vie des projets, notamment :
- organiser une discussion préliminaire entre les promoteurs et les intervenants;
- préconiser des initiatives de développement de réseaux de fournisseurs pour les entreprises locales, élargir les possibilités d'investissements aux Inuvialuit et aux résidents des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon;
- établir des communications régulières avec les organisations représentatives et les communautés inuvialuit pertinentes;
- consulter constamment le public afin de déterminer d'autres mesures d'atténuation;
- créer plusieurs points d'embauche dans la région désignée des Inuvialuit, aux Territoires du Nord-Ouest et au Yukon.
Lorsqu'ils envisagent les possibilités d'exploration et d'exploitation, l'industrie, les organismes de réglementation et les gouvernements devraient accorder une attention spéciale à l'Enquête nationale sur les femmes et les filles autochtones disparues et assassinées ainsi qu'aux appels à la justice connexes, notamment ceux qui portent sur les « industries extractives et d'exploitation des ressources » (paragraphes 13.1 à 13.5).
7. Effets, mesures d'atténuation et gestion des déversements d'hydrocarbures importants
Le présent chapitre s'attarde aux effets probables d'un déversement d'hydrocarbures important, ainsi qu'aux mesures d'atténuation et à la planification de la gestion qui seraient mises en place pour éviter les déversements d'hydrocarbures, aux meilleures pratiques et technologies, aux plans d'intervention en cas de déversement d'hydrocarbures et à la surveillance, au besoin, ainsi qu'à la responsabilité en cas de déversement d'hydrocarbures.
7.1. Effets d'un déversement d'hydrocarbures importantNote de bas de page 34
Les activités traditionnelles de récolte seraient grandement touchées par un déversement d'hydrocarbures important. Par ailleurs, il y aurait de graves répercussions négatives sur les utilisations culturelles et traditionnelles des zones côtières. La propagation du pétrole entraînerait probablement la fermeture de la zone touchée pendant une période indéterminée pour permettre le nettoyage. Les poissons et les animaux marins pourraient être contaminés, ce qui les rendrait impropres à la consommation. Cette situation pourrait également avoir des effets sur d'autres espèces sauvages qui se nourrissent de poissons et d'animaux marins. Par conséquent, ce scénario risque d'intensifier la réduction des activités de récolte.
Pour les larves de poissons et, dans une moindre mesure, les alevins et les poissons adultes, le taux de mortalité et les effets possibles sur les poissons hivernants et migrateurs dans les zones côtières et situées près des côtes seraient élevés, ce qui entraînerait de graves modifications chez les poissons marins et leur habitat.
Les plus grands effets qui entraîneraient de graves modifications chez les mammifères marins, y compris les bélugas, pourraient être l'exposition aux vapeurs ou l'ingestion de proies contaminées. Par ailleurs, un déversement dans l'estuaire du fleuve Mackenzie pourrait avoir de graves effets s'il se produisait lorsque les bélugas utilisent le secteur pour se rassembler.
Un déversement à proximité des côtes pourrait avoir des répercussions sur les phoques, ce qui aurait des effets sur la santé et la mortalité des ours blancs, qui pourraient ingérer du pétrole lorsqu'ils mangent des proies contaminées ou qu'ils font leur toilette. Un taux de mortalité élevé dans la population de phoques pourrait également réduire la résilience des ours blancs et ralentir le rétablissement de la population à long terme. Le pétrole présent dans la glace fracturée ou les eaux libres pourrait avoir des effets à long terme pendant plusieurs années sur l'habitat, le comportement ou la mortalité des ours blancs.
Le nettoyage pourrait être difficile et entraîner de longues périodes d'exposition. Si les initiatives de récupération et de nettoyage du pétrole sont incomplètes, les hydrocarbures persistants pourraient également avoir une incidence sur les caribous des toundras. Les caribous des toundras qui utilisent le littoral pourraient être touchés lors du contact avec du pétrole et de son ingestion. Toutefois, on considère en général que les caribous des toundras courent un moins grand risque d'exposition au pétrole que la plupart des autres espèces sauvages qui utilisent la zone.
La pêche ainsi que la chasse à l'ours blanc subiraient également les effets négatifs découlant de l'amincissement de la glace, ce qui rendrait la récolte non sécuritaire. De plus, les perturbations de la récolte causées par un déversement d'hydrocarbures diminueraient la consommation d'aliments traditionnels, qui constituent une partie intégrante de la préservation de la culture et de la cohésion sociale. Si leur capacité de prendre part à des activités de récolte était restreinte, les membres de la collectivité auraient moins d'occasions de tisser des liens entre eux grâce aux activités de partage d'aliments et de récolte, ce qui pourrait avoir une incidence négative sur la transmission intergénérationnelle des connaissances traditionnelles et culturelles.
En outre, un déversement d'hydrocarbures risquerait d'avoir des effets sur d'autres activités maritimes, comme les navires de croisière, s'il se produisait à proximité des routes maritimes. L'activité économique serait perturbée dans ce scénario, ce qui se traduirait par des pertes de revenus, un taux de chômage plus élevé et des pertes de ventes et de bénéfices pour les entreprises.
En cas de déversement d'hydrocarbures, les coûts pour les gouvernements grimperaient, mais l'ampleur de cet effet est incertaine. Les services gouvernementaux, comme la Garde côtière canadienne, seraient nécessaires pour faciliter le processus de nettoyage et d'autres efforts pourraient être exigés des administrations municipales afin de limiter les conséquences sur l'environnement dans la région.
7.2. Mesures d'atténuation et gestion des effets d'un déversement d'hydrocarbures importantNote de bas de page 35
7.2.1 Prévention des déversements d'hydrocarbures
On peut prévenir le déversement d'hydrocarbures en imposant des exigences réglementaires normatives strictes qui déterminent les outils de planification appropriés, les mesures d'atténuation et la surveillance.
Les Exigences de dépôt relatives aux forages extracôtiers dans l'Arctique canadien (Exigences de dépôt) de la Régie de l'énergie du Canada précisent quels renseignements doivent être transmis à l'organisme de réglementation pour appuyer une demande d'autorisation d'activité de forage en mer. Le demandeur doit démontrer à l'organisme qu'il respecte la législation applicable et les exigences réglementaires concernant ce qui suit :
- certificats de conformité;
- systèmes de gestion et mise en œuvre;
- évaluations des risques;
- plans de sécurité;
- plans de gestion des glaces;
- plans de protection de l'environnement;
- plans de gestion des déchets;
- plans de surveillance de la pollution et mesures d'intervention;
- plans d'urgence en cas de rejet incontrôlé des fluides d'un réservoir;
- plans d'urgence en cas de déversement;
- plans d'intervention d'urgence.
Des détails sur les exigences de dépôt sont présentés à l'annexe 3.
Les mesures d'atténuation standards, les pratiques exemplaires de l'industrie et les conditions et exigences de gestion de l'environnement précisées dans les autorisations de travaux devraient réduire la probabilité d'un déversement important. Dans le cas peu probable qu'un déversement se produise, les mesures devraient réduire les effets sur l'environnement.
Les décideurs, les organismes de réglementation et les exploitants ont déployé beaucoup d'efforts pour prévenir les déversements et intervenir en cas de besoin. Les entreprises qui effectuent des activités pétrolières et gazières dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest canadien doivent respecter plusieurs autres lois et règlements applicables aux zones extracôtières de l'Arctique canadien. Ces lois comprennent, mais sans s'y limiter :
- la Loi sur la prévention de la pollution des eaux arctiques;
- la Loi sur la marine marchande du Canada;
- la Loi sur les pêches;
- la Loi concernant l'Accord sur les revendications territoriales du Nunavut;
- l'Accord sur les revendications territoriales du Nunavut;
- la Loi sur les océans;
- la Loi sur la faune (Territoires du Nord-Ouest);
- la Loi sur le règlement des revendications des Inuvialuit de la région ouest de l'Arctique
- la Convention définitive des Inuvialuit;
- les lois pertinentes des territoires;
- des lois d'application générale.
7.2.2 Équipement de contrôle et de confinement des puits, meilleures technologies et pratiques disponibles
Un sondage sur l'équipement de contrôle et de confinement des puits de l'Arctique, les meilleures technologies et pratiques disponibles (le sondage) a été commandé dans le cadre de l'examen de l'Arctique de l'Ouest.Note de bas de page 36 Ce sondage représente une analyse approfondie du scénario sur les obstacles à l'élimination et à l'atténuation de la perte de contrôle d'un puits, qui appuierait la prise de décisions éclairées sur les exigences relatives au contrôle et au confinement des puits dans les eaux de l'Arctique canadien. Il porte sur le forage d'exploration des ressources pétrolières et gazières extracôtières classiques. Un sondage sur le forage de production, le contrôle des puits de production et les processus de contrôle n'a pas été abordé dans le sondage à ce stade.
L'objectif du sondage est de mieux comprendre les obstacles actuels et prospectifs du contrôleNote de bas de page 37 et du confinementNote de bas de page 38 des puits, ainsi que le bien-fondé de leur déploiement dans les eaux de l'Arctique canadien. Les opérations en région éloignée ne sont pas nouvelles pour l'industrie pétrolière et gazière. Or, en plus des habituels problèmes associés aux opérations éloignées, les zones extracôtières de l'Arctique canadien sont confrontées à du froid extrême, à des vents, à des vagues, à de la glace de mer (pendant une période allant jusqu'à 8 ou 9 mois par année), à un environnement d'exploitation fermé qui restreint l'approvisionnement, l'accès et les opérations, à une pénurie d'infrastructures, à des heures de clarté réduites, à une géologie mal comprise, à des problèmes environnementaux particuliers et à une réglementation gouvernementale stricte. Malgré tout, l'Arctique n'est pas une région où une entreprise peut « apprendre par l'échec », mais plutôt un endroit où elle doit comprendre tous les risques importants, les gérer et les contrôler.
L'élaboration de l'équipement, de la technologie et des pratiques, ainsi que leur mise en œuvre, jouent un rôle essentiel dans l'exploration et l'exploitation en toute sécurité du pétrole et du gaz dans le monde entier, et des améliorations révolutionnaires ont été apportées de manière généralisée. La capacité de prévoir l'environnement en fond de trou s'est elle aussi grandement améliorée. Une bonne partie de ces progrès se sont accélérés après l'éruption du puits Montara en Australie en 2009 et de celle de Deepwater Horizon dans la partie américaine du golfe du Mexique (Macondo) en 2010, qui sont à l'origine de la poursuite du développement de l'industrie du contrôle des sources de puits et de leur confinement. En fait, les méthodes actuelles de conception et de construction de puits sont bien plus sécuritaires qu'en 2006, quand le dernier puits en mer dans l'Arctique a été foré au Canada et on ne peut faire de comparaison avec la vague d'exploration antérieure, entre 1970 et 1990, au cours de laquelle 91 puits ont été forés avec succès.
L'un des préceptes du présent rapport veut que l'industrie puisse fonctionner en toute sécurité, de manière responsable et uniforme. Toutefois, l'exploration et l'exploitation du pétrole et du gaz comportent des opérations risquées et dangereuses. Plusieurs processus essentiels reposent encore sur des obstacles humains, ce qui nécessite un système très fiable et une organisation vouée à la sécurité et à l'intégrité. Or, lors du sondage, le personnel le plus chevronné dans la région était déjà à la retraite ou sur le point de prendre sa retraite. Quand les niveaux d'activité de forage dans l'Arctique diminuent, le transfert des connaissances est très limité. Comme très peu d'autres endroits sont comparables aux zones extracôtières de l'Arctique canadien, il se pourrait que toute future activité d'exploration pétrolière et gazière doive suivre une courbe d'apprentissage abrupte. Les leçons à tirer peuvent être facilitées du fait que les technologies de forage sont essentiellement identiques dans d'autres parties du monde et que certaines des dernières percées dans l'industrie, qui ne sont pas conçues pour l'Arctique, peuvent être restructurées de manière à y être déployées, au besoin.
Il faudrait que de nombreuses défaillances se produisent en cascade pour qu'une éruption ait lieu pendant des opérations de forage, notamment des défauts dans la prise de décisions par des humains et des problèmes liés à la sécurité de l'équipement ou des obstacles physiques. Le sondage ne porte pas tout spécialement sur les facteurs humains, la compétence et la formation nécessaires pour gérer et contrôler les risques. Le contrôle et le confinement des puits reposent sur le personnel et qu'il faut tenir véritablement compte des facteurs humains dans tout projet réalisé dans les zones extracôtières de l'Arctique canadien.
Une politique sur le forage d'un puits de secours au cours d'une même saisonNote de bas de page 39, émise en 1976, a été interprétée de manière large comme la nécessité de posséder à tout moment la capacité de forer un puits de secours. La possibilité d'une équivalence a été établie pendant la Revue des forages extracôtiers dans l'Arctique canadien, effectuée par l'Office national de l'énergieNote de bas de page 40 en 2011.Note de bas de page 41 L'industrie est d'avis que la politique sur le forage d'un puits de secours au cours d'une même saison n'est pas représentative des technologies et des pratiques de prévention et de contrôle en pleine évolution. L'équivalence du forage d'un puits de secours au cours d'une même saison, que préconise l'industrie, se concentrerait davantage sur les pratiques de prévention et de contrôle, en plus de l'utilisation plus efficace des technologies du bloc obturateur de puitsNote de bas de page 42 ou des dispositifs d'isolation du sous-solNote de bas de page 43, afin de reprendre le contrôle d'un puits, au lieu de forer un puits de secours au cours d'une même saison. On pourrait avoir recours à d'autres technologies, comme des dômes de confinement, pour sceller rapidement un puits et le confiner. Ces exemples de mécanismes de contrôle et de confinement des puits pourraient être complémentaires à la politique actuelle sur le forage d'un puits de secours au cours d'une même saison. Toutefois, d'autres intervenants ont mentionné que les autres solutions de rechange ne pouvaient pas être équivalentes au forage d'un puits de secours au cours d'une même saison. Par conséquent, il n'est pas possible de trancher le débat de l'équivalence du forage d'un puits de secours au cours d'une même saison et il faudrait peut-être obtenir une interprétation plus claire de la politique de la part de tous les intervenants qui ont des intérêts dans l'exploration pétrolière et gazière dans les zones extracôtières de l'Arctique canadien.
Tout spécialement, il n'existe aucun cas documenté d'un dispositif d'isolation du sous-sol qui ait servi à gérer un afflux ou une perte de contrôle de puits, simplement parce que cela n'a pas été nécessaire. Cet état de fait alimente la croyance voulant que l'industrie est en mesure de mener des opérations en toute sécurité avec les barrières classiques et que la présence d'un dispositif d'isolation du sous-sol réduit le risque que l'événement dégénère. Parallèlement, cela signifie que l'efficacité des dispositifs d'isolation du sous-sol n'a pas été complètement mise à l'épreuve sous une charge, même si ces dispositifs sont fabriqués avec des composantes et des assemblages qualifiés ou éprouvés sur le terrain. Cela ne devrait pas être un grave problème puisque les dispositifs d'isolation du sous-sol sont habituellement faits à partir de composantes et de systèmes de blocs obturateurs de puits éprouvés.
Enfin, dans certains secteurs des eaux de l'Arctique canadien, le forage d'un puits de secours durant la même saison poserait beaucoup de problèmes. C'est le cas dans les zones situées le long du plateau et sur le talus de la mer de Beaufort où la présence d'hydrocarbures est prometteuse et où il faudrait plusieurs saisons avant de terminer un puits normal. Dans ces zones, on retrouve une combinaison de puits plus profonds et plus complexes, où la saison des eaux libres est plus courte et où les glaces sont présentes pendant plusieurs années.
Malheureusement, le sondage était limité par la participation restreinte des groupes d'intervenants essentiels, tout particulièrement les exploitants d'activités d'exploration et de production. Il est évident que, pour la plupart des entreprises, les investissements dans l'exploitation de l'Arctique ont été interrompus après l'entrée en vigueur du moratoire sur le forage à la fin de 2016. Aucune d'entre elles n'avait les ressources nécessaires pour mettre à jour les initiatives d'équivalence ou les pratiques de forage de puits de secours durant la même saison qui puissent appuyer l'exploration pétrolière et gazière dans les eaux de l'Arctique canadien. Par ailleurs, comme la plupart d'entre elles prévoyaient que le moratoire serait maintenu, l'engagement avec l'équipe du projet a été limité. Une situation similaire s'est produite avec les entrepreneurs en forage, à l'exception de Stena Drilling (installations flottantes) et Nordic Callista (appareils de forage terrestres). Les lacunes dans les données ont eu une incidence négative sur l'analyse et, par conséquent, sur les bases de référence du projet. Néanmoins, un certain nombre d'entreprises de services et d'experts en la matière ont apporté leur aide à l'équipe du projet et lui ont donné des conseils pendant l'élaboration de l'énoncé des travaux.
7.2.3 Surveillance des interventions en cas de déversement d'hydrocarbures
L'intervention en cas de déversement d'hydrocarbures important nécessiterait beaucoup d'équipement, de personnel et de soutien logistique. Bien que ces activités puissent avoir des avantages économiques à court terme, elles seraient contrebalancées par des effets économiques négatifs à long terme pour la région, notamment sur la récolte traditionnelle, la vitalité culturelle, le tourisme et d'autres activités. Voir la description sous 7.1.
En cas d'accident et de défaillance d'une activité d'exploration et de production pétrolière et gazière autorisée, la Régie de l'énergie du Canada serait l'organisme fédéral de réglementation responsable du suivi. La Régie de l'énergie du Canada « tiendrait l'entreprise responsable de la réaction appropriée en surveillant, en observant et en évaluant l'efficacité générale de l'intervention d'urgence de l'entreprise » (traduction libre). La Régie de l'énergie du Canada participerait au cadre de commandement unique ou unifié pour enquêter sur l'évènement, en collaboration avec le Bureau de la sécurité des transports, conformément au Code canadien du travail, et à la Loi sur la Régie canadienne de l'énergie ou à la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (selon le cas). Par ailleurs, la Régie de l'énergie du Canada déterminerait les cas de non-conformité, entreprendrait les mesures d'application de la loi, au besoin, et coordonnerait les conditions de suivi après l'incident.
7.2.4 Responsabilité en cas de déversement d'hydrocarbures
Le 26 février 2016, la Loi sur la sûreté et la sécurité en matière énergétique est entrée en vigueur. Cette loi porte expressément sur le principe du « pollueur-payeur », qui a été codifié dans les dispositions sur les rejets et les débris de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, qui prévoient la responsabilité illimitée d'un exploitant jugé responsable ou négligent et qui cause un déversement d'hydrocarbures. Dans tous les autres cas, comme en cas de déversement accidentel de pétrole, un exploitant peut être responsable jusqu'à concurrence d'un montant prescrit.
Le principe renforce la capacité de la Régie de l'énergie du Canada de réglementer les activités dans le Nord et les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest canadien pour s'assurer que le cadre réglementaire est transparent et qu'il prévoit une intervention en cas de négligence.
La Loi sur la sûreté et la sécurité en matière énergétique a modifié la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, notamment en fournissant à la Régie de l'énergie du Canada de nouveaux outils pour réglementer les activités pétrolières et gazières dans le Nord qui relèvent de sa compétence :
- une limite de responsabilité de 1 milliard de dollars dans les zones extracôtières et de nouvelles obligations en matière de « responsabilité financière » (des fonds facilement accessibles) et de « ressources financières » (la capacité financière globale); et en réaction au principe du pollueur-payeur, les exploitants continuent d'avoir une responsabilité illimitée quand ils sont fautifs ou négligents;
- la transparence accrue grâce au nouveau pouvoir de la Régie de l'énergie du Canada de tenir des audiences publiques, de rendre certains renseignements publics et de verser du financement à des participants pour certains projets visés par la Loi sur les opérations pétrolières au Canada;
- la réalisation d'un examen par la Régie de l'énergie du Canada dans les 18 mois, une fois qu'elle détermine qu'une demande d'autorisation en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada est complète;
- l'octroi à la Régie de l'énergie du Canada du pouvoir d'établir un régime de sanctions administratives pécuniaires en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada.
8. Étude, mesures d'atténuation et gestion concernant les émissions de GESNote de bas de page 44
Ce chapitre résume une évaluation des émissions de GES liées à des scénarios hypothétiques d'exploitation pétrolière et gazière dans la région de la partie canadienne de la mer de Beaufort. L'évaluation a été réalisée par Stantec Consulting Ltd. (Stantec) dans le but de quantifier les émissions potentielles de GES liées à des scénarios d'exploration et d'exploitation pétrolière et gazière dans la mer de Beaufort et d'évaluer les répercussions de ces exploitations sur les engagements du Canada en matière de changement climatique et sur les émissions mondiales de GES. L'étude calcule les émissions totales de GES au Canada et dans le monde, et fournit en outre une analyse du cycle de vie du pétrole brut produit, ce qui permet de comparer l'intensité en GES du pétrole produit dans la mer de Beaufort à celle d'autres pétroles bruts et sources d'énergie à base d'hydrocarbures. Enfin, ce chapitre présente les mesures d'atténuation, les meilleures technologies disponibles et les meilleures pratiques environnementales permettant de minimiser les émissions de GES associées à la production pétrolière dans la mer de Beaufort.
8.1 Scénarios d'évaluation des émissions de GES
Les scénarios d'évaluation des émissions de GES ont été conçus pour refléter les scénarios d'exploitation 3 et 4 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort visant respectivement le plateau continental et le talus continental de la mer de Beaufort et décrits en détail au chapitre 4. Dans le cadre de cette étude, les émissions de GES ont été calculées pour un total de 24 combinaisons différentes en termes d'emplacement (plateau continental ou talus continental), de quantité de pétrole produit (fourchette de 60 000 à 240 000 barils/j) ainsi que de technologie de production d'électricité et de mode de transport du pétrole (voir les détails dans les sections suivantes). Le calendrier d'évaluation portait sur la période allant de 2022 à 2050. Une attention particulière a été accordée aux quantités d'émissions de GES qui seront produites en 2030 et en 2050, car il s'agit des années cibles en matière de réduction des GES annoncées par le gouvernement du Canada.
L'étude a évalué les émissions totales de GES pour 2 zones géographiques :
- à l'échelle mondiale - appelée « limite mondiale »;
- au Canada - appelée « limite canadienne ».
La limite mondiale tient compte des émissions qui sont produites selon les scénarios d'évaluation partout dans le monde, tandis que la limite canadienne tient compte uniquement des émissions de GES qui sont produites à l'intérieur des frontières du Canada. Les méthodes utilisées pour estimer les émissions de GES sont fondées sur les modèles OPGEENote de bas de page 45 Oil Production Greenhouse gas Emissions Estimator) et PRELIMNote de bas de page 46 (Petroleum Refinery Life Cycle Inventory Model). L'intensité des émissions de GES des raffineries a été estimée à l'aide des méthodes décrites dans Jing et al. (2020).
L'analyse du cycle de vie a été réalisée conformément aux normes ISO 14040 et 14044. L'analyse du cycle de vie a pris en compte 2 limites de système du cycle de vie :
- du puits à l'entrée de la raffinerie;
- du puits à la combustion en utilisation finale des produits pétroliers raffinés (par exemple, l'essence, le diésel, le kérosène, le carburéacteur et le mazout lourd).
Les GES pris en compte dans le cadre de l'évaluation sont le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4) et l'oxyde de diazote (N2O). Après application de leurs potentiels de réchauffement planétaire (PRP) respectifs de 1 pour le dioxyde de carbone, 25 pour le méthane et 298 pour l'oxyde de diazote, les GES totaux sont exprimés en équivalent dioxyde de carbone (éq. CO2).
Dans le cadre de cette étude, et pour chaque scénario, les activités d'exploitation qui génèrent des GES sont regroupées en 4 catégories principales :
- amont - qui comprend la construction de structures gravitaires et d'unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer (dans le cadre de cette étude, on suppose que toutes les activités en amont ont lieu à l'extérieur du Canada);
- exploration et construction - exploration, soutien à la construction (par exemple, remorqueurs), forage et exploitation;
- opérations - production/extraction de pétrole brut, traitement en surface du pétrole brut et du gaz naturel connexe, entretien, transport du pétrole brut, soutien aux opérations (par exemple, navires de ravitaillement), et émissions indirectes liées à la production de combustibles;
- aval - raffinage des produits pétroliers, distribution des combustibles et combustion en utilisation finale.
8.2 Technologies de production d'électricité
En ce qui concerne les mesures d'atténuation, les meilleures technologies disponibles et les meilleures pratiques environnementales, l'évaluation des GES a tenu compte de 2 technologies de production d'électricité pour les structures gravitaires et les unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer :
- turbines à gaz - cette technologie est réalisable sur le plan technique, disponible dans le commerce et utilisée depuis de nombreuses années dans des installations industrielles en mer et sur terre. Le gaz utilisé pour alimenter les turbines proviendra du gaz connexe produit avec le pétrole;
- énergie électrique renouvelable - en ce qui concerne les structures gravitaires, on suppose qu'une source d'énergie renouvelable en mer ou sur terre, telle que l'énergie éolienne avec stockage dans des batteries, sera utilisée pour alimenter en électricité les opérations des structuresNote de bas de page 47. En ce qui concerne les unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer, on suppose qu'un petit réacteur nucléaire modulaire est utilisé pour alimenter en électricité le navire et les opérations.
Les turbines à gaz des structures gravitaires et des unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer émettent des GES, alors que les énergies renouvelables et l'énergie nucléaire n'en émettent pas. L'évaluation par Stantec des émissions de GES pour les 2 scénarios ne tenait pas compte des émissions associées au développement des énergies renouvelables ou de l'énergie nucléaire.
8.3 Transport du pétrole brut
Deux options de transport ont été cernées :
- transport par navire-citerne : les navires-citernes chargés voyagent depuis les structures gravitaires ou les unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer jusqu'à un second navire-citerne situé au large de l'Alaska. Le pétrole brut est transféré dans le second navire-citerne (on parle alors de transbordement). Le second navire-citerne transporte le pétrole brut jusqu'à une raffinerie située en Corée du Sud;
- transport par navires-citernes et pipelines : les navires-citernes chargés quittent les structures gravitaires ou les unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer en direction de Prudhoe Bay, en Alaska, en vue d'un raccordement au Trans Alaska Pipeline System et d'une livraison au Valdez Marine Terminal, en Alaska. Depuis Valdez, un navire-citerne transporte le pétrole brut vers une raffinerie en Corée du Sud.
On suppose que les navires-citernes sont alimentés en diésel marin. L'exploitation du pipeline consomme du gaz naturel pour alimenter les pompes. Les émissions produites au Valdez Marine Terminal en raison du stockage et du chargement des navires-citernes n'ont pas été prises en compte dans le calcul des émissions car ces valeurs sont faibles.
8.4 Raffinage, distribution et combustion en utilisation finale
Le pétrole brut serait transporté à partir de la mer de Beaufort à des fins de raffinage, de distribution et de combustion dans le sud de l'Asie, et l'on suppose qu'aucun pétrole brut n'est raffiné au Canada. On suppose que le pétrole brut produit serait raffiné en essence, kérosène, diésel, carburéacteur et mazout lourd. Cette liste de produits est basée sur les produits pétroliers raffinés qui sont produits par la raffinerie GS Caltex Yeosu Oil située en Corée du Sud.
On suppose que 50 pour cent de la combustion en utilisation finale des produits pétroliers raffinés a lieu en Corée du Sud (rayon de distribution de 100 km) et que 50 pour cent a lieu dans d'autres régions d'Asie, dans un rayon d'environ 500 km de la raffinerie. On suppose une combustion complète des combustibles par les utilisateurs finaux.
8.5 Résumé des émissions de GES
8.5.1 Total des émissions mondiales de GES
Le tableau 1 présente les émissions mondiales totales de GES et les valeurs d'intensité tirées de l'analyse du cycle de vie qui sont associées aux scénarios d'exploitation les moins émetteurs et les plus émetteurs de GES parmi les 24 scénarios évalués. Le scénario le moins émetteur concerne le plateau continental de la mer de Beaufort (évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort 3), produit 60 000 barils/j, la structure gravitaire est alimentée par de l'énergie électrique renouvelable et le pétrole produit est transporté de la mer de Beaufort vers la Corée du Sud au moyen d'une série de navires-citernes océaniques. Le scénario le plus émetteur concerne le talus continental de la mer de Beaufort (évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort 4), produit 240 000 barils/j, l'unité flottante de production, stockage et déchargement en mer est alimentée par une turbine à gaz, et le pétrole produit est transporté de la mer de Beaufort au Trans Alaska Pipeline System de Prudhoe Bay par navire-citerne, et du Trans Alaska Pipeline System de Valdez à la Corée du Sud par un second navire-citerne.
La combinaison la moins émettrice au niveau mondial devrait contribuer à hauteur de 230 millions de tonnes d'éq. CO2 pour la période de 2022 à 2050, comparativement à la combinaison la plus émettrice qui devrait contribuer à hauteur de 857 millions de tonnes d'éq. CO2 au cours de cette même période. La part de ces émissions attribuable au Canada est de 1 pour cent pour le scénario le moins émetteur et de 2 pour cent pour le scénario le plus émetteur. En 2030 et 2050, le scénario le moins émetteur contribuera à hauteur d'environ 10 millions de tonnes d'éq. CO2, dont 1 pour cent des émissions seront attribuables au Canada. En 2030 et 2050, le scénario le plus émetteur contribuera à hauteur d'environ 41 millions de tonnes d'éq. CO2, dont 2 pour cent des émissions seront attribuables au Canada. Pour les scénarios d'émissions de GES les plus élevées et les plus faibles, les activités en aval contribuent à la majorité des émissions de GES (de 74 à 75 pour cent), la combustion en utilisation finale étant le plus grand contributeur. Les activités en amont constituent le deuxième contributeur en importance (de 19 à 23 pour cent). Les activités en aval et en amont n'ayant pas lieu au Canada, une valeur de 0 pour cent leur est attribuée.
En comparaison, les activités d'exploration et de construction, ainsi que les activités d'exploitation contribuent de façon beaucoup moins importante aux émissions de GES que les activités en amont et en aval (moins de ou égale à 3 pour cent de toutes les activités combinées), car une grande partie d'entre elles se déroulent au Canada : de 93 à 99 pour cent du total des activités d'exploration et de construction et de 36 à 49 pour cent du total des activités d'exploitation ont lieu au Canada. Parmi les activités d'exploration et de construction, le soutien à la construction produit la majorité des émissions dans les deux scénarios. En ce qui concerne les activités d'exploitation, les plus grandes quantités de GES proviennent du transport du pétrole brut. Cependant, la plupart des activités liées au transport ne se font pas au Canada (moins de ou égale à 5 pour cent). En ce qui concerne le scénario le plus émetteur, la production et l'extraction, le traitement en surface et le soutien aux opérations sont responsables des plus importantes quantités de GES au Canada après le transport. En ce qui concerne le scénario le moins émetteur, le traitement en surface, le soutien aux opérations et les émissions indirectes sont les activités émettant les plus grandes quantités de GES après le transport.
Variables du scénario d'exploitation | Combinaison d'exploitation émettant le moins de GES | Combinaison d'exploitation émettant le plus de GES |
---|---|---|
Scénario de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort | 3 | 4 |
Emplacement | Plateau de la mer de Beaufort | Talus de la mer de Beaufort |
Niveau de production (barils/j) | 60 000 | 240 000 |
Source d'électricité | Renouvelable | Turbine à gaz |
Transport du combustible produit | Navire-citerne | Navire-citerne et pipeline |
Activité d'exploitation | Combinaison d'exploitation émettant le moins de GES | Combinaison d'exploitation émettant le plus de GES | ||
---|---|---|---|---|
Émissions mondiales de GES | Part du Canada (pourcentage) | Émissions mondiales de GES | Part du Canada (pourcentage) | |
Activités en amontNote de tableau * (t éq. CO2) | 3 102 500 | 0 | 10 121 449 | 0 |
Exploration et constructionNote de tableau ** (t éq. CO2) | 180 644 | 99 | 1 310 768 | 93 |
Opérations (t éq. CO2/an) | 178 680 | 36 | 1 438 773 | 49 |
Aval (t éq. CO2/an) | 9 824 229 | 0 | 39 296 913 | 0 |
Total des émissions mondiales de GES (t éq. CO2 par combinaison) | Combinaison d'exploitation émettant le moins de GES | Combinaison d'exploitation émettant le plus de GES | ||
---|---|---|---|---|
Émissions mondiales de GES | Part du Canada (pourcentage) | Émissions mondiales de GES | Part du Canada (pourcentage) | |
Émissions de GES en 2030 | 10 002 906 | 1 | 40 647 202 | 2 |
Émissions de GES en 2050 | 10 002 906 | 1 | 40 792 140 | 2 |
Total du projet (de 2022 à 2050; t éq. CO2) | 230 197 068 | 1 | 856 786 221 | 2 |
Limite de l'évaluation du cycle de vie | Combinaison d'exploitation émettant le moins de GES | Combinaison d'exploitation émettant le plus de GES |
---|---|---|
Du puits à la raffinerie Exploration, construction et exploitation |
1,8 | 2,7 |
Du puits à la combustion Exploration, construction, exploitation, aval |
78 | 79 |
Limite de l'évaluation du cycle de vie | Combinaison d'exploitation émettant le moins de GES | Combinaison d'exploitation émettant le plus de GES |
---|---|---|
Du puits à la raffinerie Exploration, construction et exploitation |
11 | 19 |
Du puits à la combustion Exploration, construction, exploitation, aval |
479 | 488 |
8.5.2 Total des émissions canadiennes de GES
Le tableau 2 présente les émissions totales du Canada associées aux scénarios d'exploitation les moins émetteurs et les plus émetteurs de GES. Les scénarios liés à la limite mondiale et à la limite canadienne sont présentés, les scénarios les moins émetteurs et les plus émetteurs de GES étant légèrement différents selon la zone géographique (au Canada ou à l'échelle mondiale). Alors que, dans le cas de la limite mondiale, l'option du navire-citerne seul constitue la combinaison la moins émettrice et l'option du navire-citerne et du pipeline la combinaison la plus émettrice, les scénarios liés à la limite canadienne sont inversés, la combinaison la moins émettrice étant le navire-citerne et le pipeline, et la combinaison la plus émettrice le navire-citerne seul.
Mis à part ces différences au niveau du transport du pétrole, au sujet de la limite mondiale et de la limite canadienne, les combinaisons d'exploitation les plus émettrices pour les deux limites concernent le talus de la mer de Beaufort et la production de 240 000 barils/j, l'électricité étant produite par une turbine à gaz. Les combinaisons d'exploitation les moins émettrices pour les deux limites concernent le plateau de la mer de Beaufort et la production de 60 000 barils/j, l'électricité étant produite par des options d'énergies renouvelables. De 2022 à 2050, les émissions totales du projet au Canada, en ce qui concerne les deux limites pour la combinaison la moins émettrice sont très similaires, allant d'environ 1,6 et 1,7 million de t d'éq. CO2 à environ 16 millions de t d'éq. CO2, les émissions en 2030 et 2050 étant d'environ 61 à 64 milliers de t d'éq. CO2. De 2022 à 2050, pour les combinaisons les plus émettrices, en ce qui concerne les limites mondiales et canadiennes, les émissions totales du projet sont d'environ 16 millions de t d'éq. CO2, les émissions en 2030 et 2050 étant de 6,1 à 6,3 milliers de t d'éq. CO2, et de 7,7 à 7,8 milliers de t d'éq. CO2, respectivement.
Variables du scénario d'exploitation | Combinaison d'exploitation émettant le moins de GES | Combinaison d'exploitation émettant le plus de GES | Combinaison d'exploitation émettant le moins de GES | Combinaison d'exploitation émettant le plus de GES |
---|---|---|---|---|
Scénario de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort | 3 | 4 | 3 | 4 |
Emplacement | Plateau de la mer de Beaufort | Talus de la mer de Beaufort | Plateau de la mer de Beaufort | Talus de la mer de Beaufort |
Niveau de production (barils/j) | 60 000 | 240 000 | 60 000 | 240 000 |
Source d'électricité | Renouvelable | Turbine à gaz | Renouvelable | Turbine à gaz |
Transport du combustible produit | Navire-citerne | Navire-citerne et pipeline | Navire-citerne et pipelineNote de tableau × | Navire-citerne |
Activité d'exploitation | Combinaison d'exploitation émettant le moins de GES | Combinaison d'exploitation émettant le plus de GES | Combinaison d'exploitation émettant le moins de GES | Combinaison d'exploitation émettant le plus de GES |
---|---|---|---|---|
Amont (t éq. CO2)Note de tableau * | 0 | 0 | 0 | 0 |
Exploration et construction (t éq. CO2) | 178 792 | 1 214 598 | 178 792 | 1 214 598 |
Opérations (t éq. CO2/an) | 64 178 | 705 362 | 61 528 | 722 365 |
Aval (t éq. CO2/an)Note de tableau ** | 0 | 0 | 0 | 0 |
Activité d'exploitation | Combinaison d'exploitation émettant le moins de GES | Combinaison d'exploitation émettant le plus de GES | Combinaison d'exploitation émettant le moins de GES | Combinaison d'exploitation émettant le plus de GES |
---|---|---|---|---|
Émissions de GES en 2030 | 63 591 | 612 432 | 60 789 | 629 435 |
Émissions de GES en 2050 | 63 591 | 771 459 | 60 789 | 788 462 |
Total pour le projet (des années 2022 à 2050) | 1 675 947 | 16 052 103 | 1 620 192 | 16 409 167 |
8.5.3 Intensité des émissions de GES du cycle de vie
Le tableau 3 compare l'intensité des émissions de GES du cycle de vie de pétroles bruts internationaux sélectionnés, du pétrole brut de la mer de Beaufort dont il est question dans la présente étude et de diverses autres sources d'énergie à base d'hydrocarbures pour l'ensemble du cycle de vie des produits, de la production au puits à la combustion en utilisation finale des produits pétroliers raffinés (par exemple, essence, diésel, kérosène, carburéacteur et mazout lourd). L'intensité des émissions de GES du pétrole dans la mer de Beaufort, telle que déterminée dans cette étude, a des valeurs de 78 et 79 (g éq. CO2/MJ), ce qui est inférieur au charbon (153 g éq. CO2/MJ), aux sables bitumineux (112 g éq. CO2/MJ) et au pétrole conventionnel (91 g éq. CO2/MJ), mais légèrement supérieur au gaz naturel (71 g éq. CO2/MJ). Par rapport à des pétroles bruts internationaux sélectionnés, le pétrole dans la mer de Beaufort est l'un de ceux dont l'intensité en GES est la plus faible, à 78 et 79 g éq. CO2/MJ, tout comme Norway Ekofisk (79 g éq. CO2/MJ), Canada Hibernia (79 g éq. CO2/MJ) et Norway Skarv (80 g éq. CO2/MJ). Les pétroles à plus forte intensité en GES de cet ensemble sont ceux de North Slope (Alaska), Canada Athabasca (Drainage par gravité au moyen de vapeur [GMV]) et Canada Athabasca (Pétrole brut synthétique obtenu par cokéfaction retardée [PBS CR]), les valeurs étant de 90, 93 et 119 g éq. CO2/MJ, respectivement.
Hydrocarbures | Intensités en GES (g éq. CO2/MJ) |
---|---|
CharbonNote de tableau * | 153 |
Sables bitumineuxNote de tableau * | 112 |
PétroleNote de tableau * | 91 |
Gaz naturelNote de tableau * | 71 |
Canada Athabasca (Pétrole brut synthétique obtenu par /cokéfaction retardée)Note de tableau ** - (intracôtier) | 119 |
Canada Athabasca (dilbit Drainage par gravité au moyen de vapeur)Note de tableau ** -(intracôtier) | 93 |
Alaska North SlopeNote de tableau ** | 90 |
Canada HiberniaNote de tableau ** - (extracôtier) | 79 |
Norway SkarvNote de tableau ** - (extracôtier) | 80 |
Norway EkofiskNote de tableau ** - (extracôtier) | 79 |
Mer de Beaufort (le sujet de cette étude) | 78 - 79 |
Le tableau 4 compare le pétrole brut dans la mer de Beaufort (dont il est question dans la présente étude) à des pétroles bruts internationaux sélectionnés pour une partie de leur cycle de vie, soit de la production au puits à l'entrée de la raffinerie. Le pétrole brut dans la mer de Beaufort a la plus faible intensité en GES de l'ensemble présenté ici, de 1,8 à 2,7 g éq. CO2/MJ, tel que déterminé dans cette étude. Le pétrole brut ayant la plus forte intensité en GES de cet ensemble est celui du comté de Kern (Californie), à 24,0 g éq. CO2/MJ. D'autres pétroles présentés ici ont des valeurs d'émissions de GES comprises entre ces deux seuils, notamment : Golfe du Mexique (Mars, 4,0 g éq. CO2/MJ); Mexique (Maya, 4,2 g éq. CO2/MJ); Alberta (Bow River, 5,1 g éq. CO2/MJ); North Slope en Alaska (5,5 g éq. CO2/MJ); Venezuela (Vene low steam; 6,0 g éq. CO2/MJ); Arabie Saoudite (Arab Light, 6,2 g éq. CO2/MJ); Iran (Sirri, 11,9 g éq. CO2/MJ); et Venezuela (Vene high steam; 15,0 g éq. CO2/MJ).
Pétrole brut | Intensité en GES (g éq. CO2/MJ de brut) |
---|---|
North Slope (Alaska) | 5,5 |
Mars (Golfe du Mexique) | 4,0 |
Maya (Mexique) | 4,2 |
Bow River (Alberta) | 5,1 |
Comté de Kern (Californie) | 24,0 |
Vene, high steam (Venezuela) | 15,0 |
Vene, low steam (Venezuela) | 6,0 |
Sirri (Iran) | 11,9 |
Arab Light (Arabie saoudite) | 6,2 |
Mer de Beaufort (le sujet de cette étude) | 1,8 - 2,7 |
Données provenant de Rahman et al. (2014) et Di Lullo et al. (2016) |
8.6 Mesures d'atténuation et gestion des GES
Voici quelques exemples de mesures d'atténuation et de pratiques de gestion des GES concernant les activités pétrolières en milieu extracôtier qui pourraient être mises en place conjointement avec les technologies de réduction des GES :
- minimiser le brûlage à la torche du gaz associé en faveur de la récupération du gaz de sorte à l'utiliser ou à le réinjecter afin de maintenir la pression au niveau du puits;
- surveiller la consommation de carburant de l'équipement et effectuer des entretiens pour assurer le rendement du carburant;
- assurer la collaboration entre les exploitants pétroliers et gaziers extracôtiers (par exemple, le partage d'hélicoptères ou de moyens de transport).
L'électricité est fournie à 2 champs situés dans la mer du Nord dans l'océan Atlantique, où l'énergie, essentiellement renouvelable, est transmise par des câbles sous-marins aux installations de production en milieu extracôtier. Cela ne serait pas possible à l'heure actuelle dans le cas de l'exploitation pétrolière et gazière dans la mer de Beaufort, en raison du manque d'infrastructures terrestres et de sources de carburant alternatives.
La nature mondiale des émissions de GES entrave la politique climatique, qui ne couvre qu'un petit sous-ensemble des sources contribuant au problème. Il en résulte ainsi une possibilité de « fuite de carbone », une situation qui peut entraîner une augmentation mondiale des émissions de GES en raison du transfert de production des pays dotés de politiques climatiques et de normes d'émissions rigoureuses vers d'autres pays dotés de politiques et de contraintes plus laxistes en matière d'émissions.
La prise en compte de l'incidence de « fuites » doit être intégrée dans toute décision prise sur l'avenir du moratoire.
9. Effets des changements climatiques mondiaux sur les zones extracôtières dans l'Arctique de l'OuestNote de bas de page 48
En général, les facteurs de stress physique liés aux effets des changements climatiques peuvent nuire de façon générale à la résilience de certains mammifères marins. Les changements au niveau de la répartition des glaces de mer et des habitats en eau libre sont également susceptibles d'affecter directement les mammifères marins en modifiant le moment de la migration et la durée de séjour des baleines dans l'Arctique de l'Ouest, la répartition des espèces proies et la disponibilité des habitats sur les glaces de mer appropriés pour les trous d'air des phoques et les tanières de mise bas. Le prolongement de la saison des eaux libres et l'accès accru à la région par la mer de Béring et la mer des Tchouktches peuvent entraîner la présence plus fréquente d'espèces méridionales comme l'orque, la baleine grise ou la baleine à bosse, ce qui accroît la pression de prédation et/ou la concurrence pour les ressources alimentaires.
À l'inverse, un réchauffement de l'Arctique pourrait pousser certaines espèces à se déplacer plus au nord. Bien que la question des espèces adventices et envahissantes ne soit pas actuellement un problème grave dans les eaux arctiques, le développement continu de l'Arctique (par exemple, l'augmentation du trafic maritime), associé aux effets prévus des changements climatiques, augmentera probablement les risques globaux pour cet écosystème marin. La fonte des glaces de mer peut ouvrir de nouvelles routes maritimes et de nouvelles voies de propagation des espèces envahissantes. Les espèces adventices et envahissantes ont altéré les habitats marins du monde entier en modifiant la répartition des espèces, en provoquant le déplacement des espèces endémiques et en réduisant la diversité ou l'abondance locale, en changeant la structure des communautés et la dynamique du réseau alimentaire, et en modifiant des processus fondamentaux tels que le cycle des éléments nutritifs.
Poissons : Le prolongement de la saison des eaux libres peut avoir un effet négatif sur certaines espèces de poissons de l'Arctique. Les populations de poissons qui subissent déjà un stress causé par les modifications aux habitats induites par les changements climatiques peuvent être plus sensibles aux effets potentiels des activités humaines dans la région.
Oiseaux migrateurs : La réduction de la couverture de glace et le prolongement de la période d'eaux libres pourraient entraîner une augmentation des perturbations dues au trafic maritime et modifier les habitats côtiers et hauturiers. Les perturbations des habitats dues à des tempêtes plus fréquentes et plus intenses et à l'augmentation du brouillard pourraient exercer une pression supplémentaire sur les populations d'oiseaux et entraîner des changements au niveau des voies de migration, des emplacements d'habitats, de l'alimentation, de la reproduction et de la nidification ainsi de la mortalité due aux espèces prédatrices.
Mammifères marins : Les facteurs de stress physique liés aux effets des changements climatiques peuvent contribuer à réduire leur résilience générale. La réduction des glaces de mer et le prolongement de la période d'eaux libres pourraient également avoir une incidence sur les schémas de migration des mammifères marins et entraîner la présence plus fréquente dans les eaux arctiques d'espèces de baleines provenant du Sud en concurrence pour les ressources.
Ours polaires : La réduction de la couverture de glace entraîne une perte d'habitat et de sources de nourriture. Les ours du bassin arctique et du nord de la mer de Beaufort resteront probablement sur les glaces de mer à mesure qu'elles reculent et seront géographiquement éloignés des activités humaines. Les ours répartis plus au sud pourraient être contraints de se rendre sur la terre ferme pendant de plus longues périodes au cours de la période d'eaux libres et pourraient faire face à un faible accès à leur principale source de nourriture (phoques dépendant des glaces) et à une pression accrue pour remplacer cette source par d'autres espèces proies (généralement moins riches en énergie) se trouvant sur la terre ferme.
Les Inuvialuit sont un peuple qui dépend depuis longtemps de la mer et des glaces de mer pour se déplacer; ils continuent de dépendre de la région pour leurs nombreuses activités culturelles et de récolte traditionnelle importantes. Dans l'Arctique, les changements climatiques peuvent avoir à la fois des effets positifs et négatifs sur les économies, la démographie et les infrastructures des communautés côtières du Nord.
Les changements climatiques dans l'Arctique pourraient avoir les effets négatifs suivants :
- réduction de la capacité des Inuvialuit à accéder aux principales espèces traditionnelles et à les exploiter;
- augmentation du trafic maritime et du bruit;
- changements quant au moment et à l'emplacement des activités de récolte ainsi qu'à l'accès aux zones de récolte et aux voies de déplacement;
- réduction de la consommation d'aliments traditionnels et accroissement de la dépendance à l'égard d'aliments offerts sur le marché;
- augmentation des risques pour les Inuvialuit lorsqu'ils se déplacent sur la glace pour exécuter leurs activités culturelles et de récolte;
- incidence sur le transfert des connaissances culturelles des Inuvialuit, la vitalité culturelle et l'expression culturelle;
- augmentation du déclin démographique et du déplacement des communautés côtières de l'Arctique; et
- accroissement de la dégradation du pergélisol pouvant compromettre les infrastructures locales.
Les changements climatiques pourraient avoir les avantages suivants :
- prolongement des saisons touristiques et augmentation du tourisme de croisière et des opportunités locales sur le plan économique;
- hausse du développement de la production et du stockage des énergies renouvelables;
- baisse des coûts de production d'énergie éolienne sur terre et en mer et d'autres sources d'énergie renouvelables;
- meilleure abordabilité des coûts énergétiques pour les ménages inuvialuit.
10. Évaluation du comité
Le comité a été chargé d'entreprendre une évaluation fondée sur la science et les connaissances traditionnelles et locales; ce chapitre en fournit un résumé. Il décrit les facteurs qui devraient permettre d'éclairer la prise de décision quant au maintien ou non du moratoire. Il cerne également les éléments que les organismes de réglementation de l'exploitation pétrolière en milieu extracôtier devront probablement prendre en compte dans tous les cas pour s'assurer que cette exploitation minimise les risques pour l'environnement local et respecte les droits et les intérêts des Inuvialuit et des autres résidents du Nord au sein d'économies traditionnelles et modernes saines et diversifiées.
10.1 Observations
L'exploitation extracôtière en région arctique a lieu depuis les années 1970 au Canada et dans d'autres pays de l'Arctique. Au total, 142 puits d'exploration ont été forés en région arctique au large des côtes du Canada, dont 92 dans la mer de BeaufortNote de bas de page 49. En outre, 48 attestations de découverte importante ont été octroyées en raison de leur potentiel de production soutenue. Le dernier puits foré dans la mer de Beaufort l'a été en 2005. Il y a actuellement 11 permis de prospection dans la mer de Beaufort, qui sont tous inactifs en raison du moratoire.
Une évaluation des ressources pétrolières des zones extracôtières dans l'Arctique de l'Ouest montre qu'il existe un potentiel important d'hydrocarbures, avec une estimation de 7,5 milliards de barils de pétrole récupérable et 44,5 trillions de pieds cubes de gaz naturel récupérable.
Les Inuvialuit et les gouvernements du Yukon et des Territoires du Nord-Ouest ont toujours compté sur l'exploitation pétrolière et gazière comme source d'importantes possibilités économiques pour la région. Par exemple, les Inuvialuit ont développé une industrie de services pétroliers viable pour tirer parti de ces possibilités.
Le 30 mai 2016, le représentant de la ministre, M. Rowland Harrison, c.r., a finalisé l'Examen de la Loi fédérale sur les hydrocarbures. L'objectif de l'examen était:
« de réaliser un examen exhaustif des opérations de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, de prendre contact avec les groupes autochtones, les intervenants et les autres parties intéressées au besoin et de formuler des recommandations concernant la question de savoir si des modifications pourraient être apportées à la Loi dans la mesure où elle s'applique aux zones extracôtières de l'Arctique. »
L'examen a permis de conclure que le régime de la Loi fédérale sur les hydrocarbures est solide et devrait être maintenu, mais que le rôle de la Loi devrait toutefois être précisé. M. Harrison a proposé 10 recommandations pour la Loi afin de mieux refléter la compréhension actuelle des défis techniques et réglementaires dans les eaux arctiques du Canada.
Toutes les activités pétrolières et gazières en milieu extracôtier au Canada sont soumises à un régime environnemental et réglementaire rigoureux. La Convention définitive des Inuvialuit exige que tout projet soit évalué par l'entremise d'un processus de sélection et d'examen robuste et holistique qui est actif depuis 1984.
De plus, le gouvernement du Canada dispose d'un régime environnemental et réglementaire moderne, robuste et récemment modernisé, qui comprend la Loi sur l'évaluation d'impact (modernisée en 2019), l'Évaluation stratégique des changements climatiques (modernisée en 2020), la Loi sur la Régie canadienne de l'énergie (modernisée en 2019), la Loi sur la sûreté et la sécurité en matière énergétique (modernisée en 2016), la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (modernisée en 2020), la Loi fédérale sur les hydrocarbures (modernisée en 2019), ainsi que la loi proposée intitulée Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité. En outre, les projets dans le Nord sont souvent soumis à une série d'approbations fédérales, territoriales et de la région désignée des Inuvialuit qui se chevauchent.
La Régie de l'énergie du Canada réglemente les activités d'exploration et de production pétrolières et gazières, y compris le forage de puits en milieu extracôtier dans l'Arctique canadien, en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et de ses règlements. La Loi sur les opérations pétrolières au Canada a notamment pour objet de promouvoir la sécurité, la protection de l'environnement ainsi que la conservation des ressources pétrolières et gazières. La Régie de l'énergie du Canada exige un certificat de conformité confirmant que les équipements et les installations sont adaptés à l'usage auquel ils sont destinés pendant toute la durée de l'activité proposée. Elle exige également l'intégration des systèmes opérationnels et techniques et de la gestion des ressources humaines et financières afin de garantir la sûreté, la sécurité, la protection de l'environnement et la conservation des ressources.
Dans la région désignée des Inuvialuit, les activités pétrolières et gazières extracôtières sont assujetties au processus d'examen et d'évaluation environnementale prévu à la Convention définitive des Inuvialuit. Sur la base d'une décision du Comité d'étude des répercussions environnementales, la demande concernant la tenue des activités sera transmise au Bureau d'examen des répercussions environnementales pour un examen public détaillé des répercussions environnementales. Pour ces projets, le Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales exige que le promoteur du projet soumette sa description de projet accompagnée d'un énoncé des répercussions environnementales, qui comprend des renseignements sur l'état actuel de l'environnement biophysique et humain avant l'exploitation, une évaluation des répercussions du projet et des effets cumulatifs sur l'environnement biophysique et humain, et les mesures d'atténuation proposées pour réduire les effets négatifs potentiels sur l'environnement. Le processus d'examen comprend des consultations approfondies qui permettent de cerner les points de vue et les sujets de préoccupation des collectivités locales. La Convention définitive des Inuvialuit traite de la prévention des pertes ou des dommages causés à la faune et à l'habitat et prévoit une indemnisation pour perte de possibilités de récolte.
Une évaluation des répercussions des activités pétrolières et gazières en milieu extracôtier peut également être exigée en vertu de la Loi sur l'évaluation d'impact. Les objectifs de la Loi sur l'évaluation d'impact sont de favoriser la durabilité, de garantir le respect des engagements du gouvernement en ce qui concerne les droits des peuples autochtones et de garantir la prise en compte des répercussions positives et négatives sur l'environnement et les conditions sociales, sanitaires et économiques. Un engagement public précoce, inclusif et concret est mis de l'avant et des partenariats entre les nations, entre les Inuit et la Couronne et entre les gouvernements de concert avec les peuples autochtones garantissent que les décisions sont fondées sur la science, les connaissances autochtones et d'autres sources de preuves pour évaluer les effets cumulatifs dans une région.
Les sociétés qui mènent des activités pétrolières et gazières en milieu extracôtier dans l'Arctique de l'Ouest canadien doivent également se conformer à de nombreuses autres lois et règlements qui s'appliquent aux zones extracôtières de l'Arctique canadien. Il s'agit, sans s'y limiter, des suivants : la Loi sur la prévention de la pollution des eaux arctiques, la Loi sur la marine marchande du Canada, la Loi sur les pêches, la Loi sur le règlement des revendications des Inuvialuit de la région ouest de l'Arctique et la Convention définitive des Inuvialuit, ainsi que toute loi d'application générale. De plus, le gouvernement du Canada continue de travailler avec ses partenaires nordiques à l'élaboration de directives et de lignes directrices, comme la Stratégie sur le bruit dans les océans du Canada et le Projet de recherche sur les corridors arctiques, qui permettront d'atténuer davantage les répercussions négatives potentielles découlant des projets d'exploration et d'exploitation menés dans les eaux arctiques.
Les organismes de réglementation et les exploitants ont déployé des efforts considérables en matière de prévention et d'intervention en cas de déversement, et aucun déversement important de pétrole n'a eu lieu dans les eaux arctiques canadiennes. Il a été déterminé que, grâce aux meilleures pratiques et technologies de prévention actuellement utilisées, et qui sont résumées dans le présent rapport, la probabilité future d'un événement de rejet d'hydrocarbures à grande échelle est très faible.
La politique sur la capacité de forage de puits de secours au cours d'une même saison a fait l'objet d'un appui constant de la part des autorités gouvernementales comme un élément réglementaire important pour la protection de l'environnement marin de l'Arctique. Au fil du temps, l'efficacité de cette politique canadienne de longue date a été remise en question, en raison de l'émergence de plusieurs facteurs, notamment :
- le recul de la couverture de glace;
- les développements en matière de technologie d'isolement et de prévention des déversements;
- les intérêts concurrents des diverses parties prenantes;
- la perception du public et la géopolitique.
Cette évolution de la réflexion a été explorée lors de la Revue des forages extracôtiers dans l'Arctique de 2010-2011 menée par l'Office national de l'énergie.Note de bas de page 50 Bien que le concept d'équivalence dans le cadre de cette politique soit un concept ouvert au sein du cadre permettant l'établissement des objectifs, il a atteint un point où les parties prenantes sont incapables de se mettre d'accord sur les technologies éprouvées qui permettraient de soutenir adéquatement la poursuite de l'exploration pétrolière et gazière dans l'Arctique. Il conviendrait d'envisager de clarifier la politique.
Bien que la technologie de contrôle et de confinement des puits se soit considérablement améliorée au cours des 10 dernières années, les organismes de réglementation devraient encourager l'utilisation de dispositifs de contrôle et de confinement des puits adaptés à une utilisation dans l'Arctique, et l'industrie devrait continuer à développer et à adapter de tels dispositifs, y compris un dispositif d'isolation du sous-sol permettant de rendre l'exploitation pétrolière et gazière plus sûre. De plus, les experts en la matière s'entendent pour dire que les organismes de réglementation et tout demandeur souhaitant forer dans les eaux arctiques canadiennes devraient envisager de réaliser une évaluation probabiliste des risques afin de comprendre comment ces solutions et d'autres solutions possibles pourraient être déployées pour améliorer la fiabilité du système de puits en cas de perte de contrôle du puits.
D'un point de vue économique et socioculturel, l'évaluation socio-économique a montré comment les 2 scénarios d'exploitation pétrolière en milieu extracôtier pourraient améliorer de façon considérable l'économie locale et régionale en raison de l'augmentation des emplois pour les résidents de la région désignée des Inuvialuit et d'autres habitants du Nord, de l'achat de biens et de services auprès des Inuvialuit et d'autres entreprises, et des avantages qui découleraient des redevances pétrolières et gazières et des impôts sur les sociétés. Il pourrait y avoir d'autres avantages, par exemple un soutien accru du gouvernement et de l'industrie aux programmes culturels et aux activités traditionnelles, ainsi que le développement éventuel de nouvelles infrastructures. D'autre part, l'augmentation de l'activité industrielle et de l'activité économique connexe pose des enjeux, en particulier au niveau local. Ceux qui requièrent une attention particulière de la part des organismes de réglementation, du gouvernement et des industries de l'extraction et de l'exploitation sont décrits dans la section 13 des appels à la justice découlant de l'Enquête nationale sur les femmes et les filles autochtones disparues et assassinées.
Bien que les résultats socio-économiques puissent s'améliorer dans l'ensemble grâce à l'exploration et à l'exploitation dans l'Arctique de l'Ouest, les 2 scénarios d'exploitation pétrolière en milieu extracôtier analysés dans le cadre de l'évaluation des GES démontrent que les projets d'exploitation pétrolière et gazière en milieu extracôtier génèrent des émissions de GES qui contribuent aux changements climatiques, ce qui pourrait entraîner une série de répercussions positives et négatives pour les résidents locaux. La science et les connaissances traditionnelles et locales ont permis de documenter des changements substantiels au niveau du climat et des changements connexes au niveau de l'environnement physique et biologique survenus au cours des dernières décennies qui permettent de conclure que les changements climatiques induiront des changements au niveau des écosystèmes terrestres et marins. Les experts en la matière qui ont apporté leur contribution au comité ont mis en évidence un certain nombre de considérations relatives à la faune et à la santé des océans qui devraient être prises en compte dans le cadre d'un projet d'examen spécifique en vertu des cadres réglementaires existants. Les promoteurs de l'industrie qui cherchent à mener des activités d'exploration et d'exploitation dans l'océan Arctique occidental devront relever le défi important de s'assurer que les plans de gestion sont solides et adaptables afin de relever les enjeux posés par les changements climatiques.
D'après l'évaluation des GES préparée à l'intention du comité, plus particulièrement, il a été conclu que la production de pétrole dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest entraînerait des émissions de GES beaucoup plus faibles que de nombreuses autres sources de combustibles fossiles et que son exploitation ne contribuerait que faiblement aux émissions mondiales de GES. Dans l'éventualité où l'exploitation extracôtière dans l'Arctique serait utilisée pour remplacer des sources d'énergie dont l'intensité en GES est plus élevée, elle contribuerait à réduire les émissions de GES du Canada et à aider le pays à atteindre les objectifs de l'Accord de Paris. L'évaluation des GES estime que, dans l'éventualité où une seule plateforme de production dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest produisant du pétrole léger non sulfuré remplacerait une exploitation pétrolière à fortes émissions de GES, cette plateforme contribuerait à réduire à elle seule de 29 pour cent l'écart actuel du gouvernement du Canada dans l'atteinte de son objectif de 2030.
Malgré l'engagement international de réduire les émissions de GES, la demande mondiale de combustibles fossiles reste forte. Une augmentation mondiale des émissions de GES pourrait se produire si des combustibles fossiles à forte intensité d'émissions de GES sont produits alors que les sources à faible intensité sont réduites ou éliminées de l'approvisionnement mondial. C'est ce qu'on appelle communément la « fuite de carbone ».
Les défis liés aux émissions de GES et aux changements climatiques ne sont pas propres au Canada. D'autres pays de l'Arctique, dont l'exploitation pétrolière et gazière en milieu extracôtier est bien établie, se sont engagés à mettre en œuvre des stratégies nationales de réduction des émissions afin de se conformer aux objectifs de réduction des émissions de l'Accord de Paris.
11. Prochaines étapes
Conformément à son mandat, le comité a examiné les risques et les avantages de l'exploration et de l'exploitation des hydrocarbures dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest canadien en tenant compte du point de vue de la science et des connaissances traditionnelles et locales. Bien que les travaux aient été réalisés à un moment où les investissements dans les zones extracôtières de l'Arctique canadien étaient faibles, l'intérêt pour ces ressources pourrait réapparaître si, par exemple, les marchés évoluent, si les combustibles fossiles à faible intensité d'émissions de GES prennent de la valeur et si l'on passe d'un modèle de réglementation fondé sur un moratoire à un modèle de réglementation fondé sur des lois.
Le comité reconnaît que les observations présentées dans le présent rapport sont destinées à éclairer les conseils prodigués aux décideurs responsables de la gestion des ressources pétrolières et gazières dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest. Le comité espère que les renseignements compilés dans le présent rapport et les évaluations présentées en annexe aideront les dirigeants à se préparer à toute éventualité.
L'examen quinquennal a été un exemple de collaboration. La Société régionale inuvialuit et les gouvernements du Canada, du Yukon et des Territoires du Nord-Ouest ont travaillé en partenariat de l'élaboration du cadre de gouvernance qui a guidé les travaux du comité, de la collecte et de l'acquisition d'un grand nombre de documents, jusqu'à la rédaction du présent rapport. Le comité est convaincu que les renseignements et les analyses des principaux experts en la matière, compilées ici, permettront de prendre des décisions éclairées en ce qui concerne le moratoire et constitueront une base solide favorisant une collaboration continue entre les parties.
Les membres du comité sont reconnaissants d'avoir l'occasion de participer à ce dialogue qui revêt une importance capitale pour les Inuvialuit, les résidents du Nord et le Canada dans son ensemble. Le comité tient également à exprimer sincèrement sa reconnaissance aux innombrables dirigeants, employés et consultants qui ont apporté leur expertise et une analyse réfléchie à ce rapport. Le comité souhaite du courage aux dirigeants qui auront à prendre les décisions à venir.
Le gouvernement du Canada, le gouvernement du Yukon, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest et la Société régionale inuvialuit ont négocié un accord sur le pétrole et le gaz dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest, répondant ainsi à la demande des parties du Nord de conclure une entente sur la cogestion des hydrocarbures extracôtiers et sur le partage des revenus provenant des zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest. La négociation de l'accord répond également à un engagement pris dans le cadre des ententes sur le transfert des responsabilités liées aux terres et aux ressources entre le Canada et les territoires, à savoir le transfert d'un plus grand pouvoir de gestion des hydrocarbures aux habitants du Nord.
Annexes
Annexe 1. Mandat du comité de cogestion de l'Arctique de l'Ouest sur l'évaluation scientifique des risques et des avantages de l'exploration et de l'exploitation pétrolières et gazières extracôtières dans l'Arctique
Objectif :
Le comité de cogestion en charge de l'évaluation scientifique quinquennale de l'exploration et de l'exploitation pétrolières et gazières extracôtières dans l'Arctique de l'Ouest est fondé sur la collaboration.
Membres :
Le comité sur les zones extracôtières de l'Arctique de l'OuestNote de bas de page 51 (le Comité) sera composé de 6 membres, dont 3 membres du gouvernement du Canada (Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada, Ressources naturelles Canada et Pêches et Océans Canada), et de membres des gouvernements des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon ainsi que de la Société régionale inuvialuit.
La Régie de l'énergie du Canada est chargé de réglementer le forage en milieu extracôtier dans l'Arctique canadien. La Régie de l'énergie du Canada fournira un soutien technique au comité et sera consulté sur les questions abordées dans l'évaluation qui sont directement liées à son mandat.
Responsabilités :
L'existence et le mandat du comité visent à ce que le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest, le gouvernement du Yukon et la Société régionale inuvialuit soient en mesure de fournir des conseils et de contribuer à la gestion des ressources pétrolières et gazières extracôtières dans l'Arctique de l'Ouest.
En tant qu'outil de cogestion, la principale responsabilité du comité est d'appuyer le processus de production d'information, de connaissances et de preuves qui serviront de base aux conseils prodigués aux décideurs qui sont responsables de la gestion des ressources pétrolières et gazières dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest, y compris la délivrance de permis, d'attestations et de licences pour l'exploration et la production pétrolières et gazières extracôtières dans l'Arctique de l'Ouest.
Le comité de cogestion sera appelé à :
- appuyer l'élaboration et la ratification de son cadre de gouvernance;
- élaborer et finaliser la portée du cadre d'évaluation pour la région extracôtière de l'Arctique de l'Ouest;
- assurer la coordination et la participation des parties prenantes, le cas échéant;
- faire état des progrès et des résultats;
- élaborer des plans de travail et des calendriers conjoints pour guider le processus (appelé à être adaptés selon les besoins);
- superviser la collecte et l'élaboration d'information scientifique ainsi que d'autres sources de connaissances qui seront compilées dans un rapport qui sera transmis au ministre fédéral responsable de la délivrance des permis de prospection et de licence de production pétrolières et gazières extracôtières dans l'Arctique de l'Ouest, aux autres ministres fédéraux et territoriaux responsables de la gestion des ressources dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest, ainsi qu'au président-directeur général de la Société régionale inuvialuit.
Principes directeurs :
Le comité s'efforcera de prendre des décisions ou d'en venir à un accord tenant compte des positions selon le principe du consensus. Ses conseils et son rapport écrit à l'intention des ministres fédéraux et territoriaux et à la Société régionale inuvialuit représenteront un accord général, mais pas nécessairement unanime, entre les membres du comité.
Les principes directeurs du comité sont les suivants :
- rechercher un consensus dans la prise de décisions;
- saisir les occasions de travailler en collaboration pour faire avancer leurs priorités respectives;
- être en phase avec les programmes et les initiatives stratégiques fédéraux, territoriaux et autochtones existants qui peuvent être mis à profit pour appuyer et éclairer les travaux menés dans le cadre des évaluations, les compléter ou les améliorer;
- adopter une approche coordonnée et pangouvernementale du processus décisionnel concernant la gestion des ressources dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest;
- servir de mécanisme intérimaire favorisant la participation des gouvernements des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon ainsi que de la Société régionale inuvialuit aux décisions relatives à la gestion des ressources extracôtières avant la conclusion d'un accord de gestion du pétrole et du gaz extracôtiers avec le gouvernement du Canada, semblable à ceux qui existent dans d'autres régions du Canada;
- s'assurer que la portée de l'évaluation est conforme aux objectifs de l'engagement pris par le premier ministre le 20 décembre 2016 en faveur d'un examen basé sur la science suffisamment complet, réalisable et mesurable;
- prendre en compte et refléter les opinions, les contributions, les connaissances et les priorités des Canadiens et des peuples autochtones vivant dans les régions du Nord et de l'Arctique;
- veiller à ce que l'élaboration conjointe de l'évaluation par le comité soit fondée sur la reconnaissance des droits, le respect, la coopération et le partenariat;
- dans les cas où les membres du comité estiment que des décisions relatives à l'évaluation scientifique doivent prendre en compte le contexte panarctique du Canada, collaborer avec tout comité établi à des fins similaires dans l'Arctique de l'Est.
Annexe 2. Rapport Harrison
L'examen de la Loi fédérale sur les hydrocarbures réalisé par le représentant spécial de la ministre, Rowland J. Harrison, c.r., a été publié le 8 août 2016. Le rapport a été présenté à la ministre des Affaires autochtones et du Nord, Carolyn Bennett, le 30 mai 2016.
Le rapport fait état de la Loi fédérale sur les hydrocarbures et de la question de savoir si elle peut promouvoir une économie durable dans l'Arctique tout en servant l'intérêt public.
Plus précisément dans le cadre de son examen, M. Harrison :
- a examiné les lois clé, les règlements, politiques et accords contractuels qui gouvernent la gestion du pétrole et du gaz dans le Nord;
- a comparé la structure de gestion des activités pétrolières dans le Nord à des structures de gestion équivalentes dans d'autres juridictions dans le monde où s'exercent des activités pétrolières similaires, dans des environnements comparables;
- a évalué la capacité de la Loi fédérale sur les hydrocarbures à réaliser l'objectif initial de la politique du gouvernement du Canada, plus précisément la législation concernant l'Arctique;
- a tenu compte des intérêts des détenteurs de droits en vertu des ententes relatives sur l'autonomie gouvernementale ou des accords sur les revendications territoriales;
- a examiné la possibilité de proposer des changements et de faire des recommandations sur la gestion des ressources pétrolières et gazières, notamment la possibilité d'apporter des modifications à la Loi pour appuyer les intérêts du Canada en matière de pétrole et de gaz dans l'Arctique;
- a examiné les questions entourant les terres domaniales qui relèvent de la ministre des Affaires autochtones et du Nord Canada, en particulier dans la mer de Beaufort;
- Dans son examen, M. Harrison conclut que la Loi a permis d'établir un système d'octroi de droits qui est axé sur le marché, est responsable à l'égard de l'intérêt de l'industrie et assure le maintien des droits. La Loi offre également à l'État une emprise totale sur la gestion d'un régime efficace d'exploitation du pétrole et du gaz.
M. Harrison a constaté que la Loi, dans sa forme actuelle, répond aux besoins des Canadiens et de l'industrie, mais il a également formulé 10 recommandations à l'intention de la ministre sur les précisions et les améliorations à apporter à la Loi.
Voici les recommandations :
Recommandation 1 : que la Loi fédérale sur les hydrocarbures soit modifiée pour inclure un énoncé d'intention général et durable, afin de prendre en compte les priorités nationales qui pourraient évoluer.
Recommandation 2 : que la Loi fédérale sur les hydrocarbures soit modifiée pour exiger qu'une évaluation environnementale stratégique intégrant la zone pour laquelle on propose de publier un appel d'offres soit réalisée et prise en considération par le ministre avant la publication de l'appel d'offres.
Recommandation 3 : Si l'on décidait de ne pas procéder aux modifications législatives proposées de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, que des énoncés officiels de politique et d'orientation soient adoptés, afin d'être appliqué dans le cadre de la Loi actuelle.
Recommandation 4 : modifier la Loi fédérale sur les hydrocarbures pour allonger de 9 à 16 ans la durée maximale autorisée d'un permis de prospection.
Recommandation 5 : modifier la Loi fédérale sur les hydrocarbures pour permettre au ministre de prolonger la durée d'un permis de prospection s'il jugeait que les interventions et l'entrée en vigueur de modifications réglementaires inattendues, ou encore un cas fortuit, limiteraient la capacité du titulaire à respecter les obligations décrites dans son permis, au cours de la période restante de validité de celui-ci.
Recommandation 6 : si on propose de modifier la Loi fédérale sur les hydrocarbures pour allonger la période de validité des permis de prospection, que le ministre indique si la nouvelle durée doit être appliquée aux permis existants dans la mer de Beaufort, en tenant compte des nouvelles circonstances, des retombées possibles attribuables à la poursuite du programme de travaux de la Coentreprise dans la mer de Beaufort et aux répercussion sur les activités futures de prospection dans la mer de Beaufort.
Recommandation 7 : que les dispositions de la Loi fédérale sur les hydrocarbures concernant les droits accordés par les attestations de découverte importante ne soient pas modifiées.
Recommandation 8 : que les discussions techniques se poursuivent entre l'industrie et l'organisme de réglementation responsable pour déterminer si la définition de « découverte importante » énoncée à l'article 2 et le besoin « d'autres forages » énoncé au paragraphe 28(4) de la Loi sont en accord avec la technologie actuelle et, si ce n'est pas le cas, que la Loi soit modifiée en conséquence.
Recommandation 9 : que la Loi soit modifiée pour exiger l'approbation par le ministre des transferts d'intérêts, ou d'une partie de ceux-ci, à condition que le ministre soit convaincu que le transfert ne compromettrait pas la capacité du titulaire de l'intérêt en cause de continuer à respecter les qualifications requises du titulaire d'intérêt initial.
Recommandation 10 : que la partie VII de la Loi fédérale sur les hydrocarbures « Fonds pour l'étude de l'environnement », soit modifiée pour :
- accroître la limite de la somme maximale du Fonds pour l'étude de l'environnement afin de tenir compte de l'inflation de 1986 jusqu'à aujourd'hui et pour permettre une indexation dans l'avenir;
- exiger la nomination au Conseil de l'étude de l'environnement d'un membre du Société régionale inuvialuit et d'un représentant des territoires;
- exiger l'intégration des connaissances autochtones aux études environnementales et sociales financées par le Fonds.
Annexe 3. Exigences de dépôt de la Régie de l'énergie du Canada pour le forage extracôtier dans l'Arctique canadien
a. Certificat de conformité
La Loi sur les opérations pétrolières au Canada (article 5.12) exige que soit délivré par un organisme expert indépendant (l'autorité de certification) un certificat qui atteste que les installations ou les équipements proposés pour la conduite d'activités d'exploration et de production gazières et pétrolières :
- sont propres à l'usage auquel ils sont destinés;
- peuvent-être utilisés sans danger pour les êtres humains et l'environnement à l'emplacement des activités et pour la durée fixée dans le certificat;
- respectent les obligations et les conditions imposées par règlement ou par la Régie de l'énergie du Canada.
b. Systèmes de gestion
La demande de l'exploitant auprès de l'organisme de réglementation doit décrire le système de gestion avec suffisamment de détails pour démontrer ce qui suit :
- le système de gestion intègre les systèmes opérationnels et techniques et la gestion des ressources humaines et financières afin de garantir la sécurité, la sûreté, la protection de l'environnement et la conservation des ressources;
- il garantit la conformité aux exigences de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et de ses règlements d'application, ainsi qu'à celles des autorisations et approbations émanant de la Régie de l'énergie du Canada;
- il est appliqué aux plans, programmes, manuels et systèmes exigés aux termes de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et de ses règlements d'application;
- il est adapté à l'ampleur, à la nature et à la complexité des activités autorisées en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et de ses règlements d'application, ainsi qu'aux dangers et risques connexes;
- il sert d'assise solide pour une culture de sécurité omniprésente, soutenue vigoureusement par la haute direction, rigoureusement documentée, connue de tous les employés affectés à la sécurité et à la protection de l'environnement, et constamment mise en pratique sur le terrain et la plateforme de forage.
c. Mise en œuvre du système de gestion
Le programme de surveillance du système de gestion doit fournir suffisamment de détails pour démontrer ce qui suit :
- le programme est pleinement mis en œuvre et appliqué à tous les paliers de l'organisation afin de garantir la sécurité, la sûreté, la protection de l'environnement et la conservation des ressources;
- tous les dangers qui peuvent menacer la sécurité et l'intégrité des travaux de forage, y compris ceux qui tiennent à des facteurs humains, ont été identifiés et atténués;
- le programme est soumis à un processus interne d'assurance de la qualité dans un souci d'amélioration continue;
- le programme expose l'engagement et le soutien de l'organisation en faveur de la création et du maintien d'une culture de sécurité positive;
- le rendement humain est un facteur dont on a tenu compte dans la planification du projet et les évaluations des risques;
- les leçons tirées d'incidents et de quasi-accidents, survenus au sein de l'organisation ou à l'extérieur, ont été incorporées dans les politiques, les processus et les marches à suivre, et assurent une amélioration continue.
d. Évaluation des risques
L'évaluation des risques doit fournir suffisamment de détails pour démontrer que le demandeur :
- a mis en place des processus efficaces pour cerner les menaces et les dangers pour la sécurité et l'environnement, déterminer et choisir les mesures d'atténuation efficaces, ainsi qu'évaluer et maîtriser les risques connexes;
- a pris, ou prendra, toutes les précautions raisonnables pour faire en sorte que les risques pour la sécurité et la protection de l'environnement soient pris en considération pour l'activité projetée, compte tenu de l'interaction de tous les éléments en jeu, notamment les structures, les installations, l'équipement, les marches à suivre opérationnelles et le personnel.
e. Plan de sécurité
Chaque demande d'autorisation doit être accompagnée d'un plan de sécurité. Consulter l'article 8 du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada et les Directives relatives au plan de sécurité pour plus de renseignements sur la teneur d'un plan de sécurité. Le plan de sécurité doit fournir suffisamment de détails pour démontrer qu'il énonce les renseignements sur les marches à suivre, les pratiques, les ressources, les principales activités reliées à la sécurité et les mesures de surveillance nécessaires pour garantir la sécurité des activités projetées.
f. Programme de gestion des glaces
Le programme de gestion des glaces doit contenir suffisamment de détails pour démontrer ce qui suit :
- le programme est approprié et efficace eu égard à l'activité de forage proposée;
- le système de forage (plateforme de forage et navires de soutien éventuels) peut demeurer sur l'emplacement de forage et les travaux de forage et opérations connexes peuvent se dérouler en toute sécurité;
- un intervalle de temps suffisant est prévu pour mettre le puits en sécurité et en suspendre l'exploitation, ou l'abandonner, suivant les règles de l'art, si le système de forage ou le personnel doivent être retirés de l'emplacement de forage.
g. Plan de protection de l'environnement
Le plan de protection de l'environnement doit contenir suffisamment de détails pour démontrer ce qui suit :
- il prévoit les marches à suivre, les pratiques, les ressources et les mesures de surveillance nécessaires pour gérer les dangers pour l'environnement et protéger celui-ci des répercussions des activités projetées;
- il incorpore les dangers et les risques environnementaux prévus, y compris les mesures d'atténuation énoncées dans l'évaluation environnementale.
h. Plan de gestion des déchets
Le terme « déchets » s'entend des détritus, rebuts, eaux usées, fluides résiduels ou autres matériaux inutilisables générés au cours des activités de forage, des travaux relatifs à un puits ou des travaux de production, y compris les fluides usés ou excédentaires, les déblais de forage ainsi que l'eau produite. On s'attend à ce que les exploitants en milieu extracôtier prennent toutes les mesures raisonnables pour réduire au minimum la quantité de déchets générés en cours d'exploitation, ainsi que la quantité de substances éventuellement préoccupantes sur le plan de l'environnement contenues dans ces déchets. Aucune substance ne devrait être rejetée à moins que l'Office ait déterminé que ce rejet est acceptable.
La Régie de l'énergie du Canada, l'Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers et l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers ont élaboré les Directives sur le traitement des déchets extracôtiers pour aider les exploitants d'installations extracôtières de forage et de production d'hydrocarbures assujetties à leur réglementation à gérer les déchets rejetés dans le milieu naturel. Ces directives complètent les Directives relatives au plan de protection de l'environnement. Les Lignes directrices sur la sélection des produits chimiques pour les activités de forage et de production sur les terres domaniales extracôtières traitent de la maîtrise à la source et du choix des produits chimiques à utiliser dans les zones extracôtières.
i. Plan d'intervention et de surveillance de la pollution
Le terme « pollution » désigne l'introduction dans le milieu naturel de toute substance ou forme d'énergie au-delà des limites de rejets applicables à l'activité visée par l'autorisation. La présente définition vise également les déversements.
j. Plan d'urgence en cas de rejet incontrôlé des fluides d'un réservoir
Le Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada (article 6) exige du demandeur qu'il présente des plans d'urgence afin de réduire les conséquences de tout événement normalement prévisible qui pourrait compromettre la sécurité ou la protection de l'environnement. La perte de maîtrise d'un puits en est un exemple. Elle peut prendre diverses formes : une éruption en surface, l'écoulement souterrain non contrôlé de fluides d'une formation à une autre ou le rejet de fluides sur le fond marin.
La demande décrit le plan d'urgence en cas de rejet incontrôlé de fluides de réservoir ou d'éruption avec suffisamment de détails pour démontrer une capacité d'intervention adéquate pour arrêter l'écoulement d'un puits non contrôlé, à la surface, sur le fond marin et sous le plancher océanique.
Relativement aux zones extracôtières de l'Arctique canadien, la Régie de l'énergie du Canada a pour politique d'exiger que le demandeur démontre, dans son plan d'urgence, qu'il a la capacité de forer un puits de secours pour maîtriser un puits non contrôlé durant la saison où le puits en question a été foré. C'est ce qu'on appelle la politique sur le forage d'un puits de secours au cours d'une même saison. Le résultat visé par cette politique est la réduction au minimum des répercussions nuisibles sur l'environnement. Le demandeur doit faire la preuve de cette capacité.
Le forage d'un puits de secours est une des mesures d'urgence possibles en cas de perte de la maîtrise d'un puits. La Régie de l'énergie du Canada s'attend également de l'exploitant qu'il poursuive l'intervention d'urgence pour reprendre la maîtrise d'un puits en éruption en utilisant tous les moyens à sa disposition, tout en concevant un puits de secours et en mobilisant matériel et effectifs pour le forer.
k. Plan d'urgence en cas de déversement
Les plans d'urgence en cas de déversement énoncent les mesures d'intervention à prendre pour atténuer les conséquences, du point de vue de l'environnement et de la sécurité, d'un rejet accidentel ou imprévu de substances dans le milieu naturel. La pollution, outre qu'elle inclut les déversements, s'entend aussi des cas où le rejet de matières associées à des activités ou des travaux approuvés excède les limites autorisées.
Les plans d'urgence concernant les interventions en cas de déversement doivent fournir suffisamment de détails pour démontrer que les systèmes, les processus, les marches à suivre et les capacités voulus seront en place pour :
- réduire au minimum les conséquences sur les milieux marin, terrestre et atmosphérique de rejets accidentels ou non autorisés;
- protéger les travailleurs et le public.
l. Plan d'intervention en cas d'urgence
La demande décrit les méthodes d'intervention d'urgence de manière assez détaillée pour démontrer que la gestion de tout incident intègre les installations, pièces d'équipement, personnes et outils de communication à l'intérieur d'une structure organisationnelle unique. La Régie de l'énergie du Canada s'attend à ce que la demande fasse état d'un système de gestion des incidents conforme au système de commandement en cas d'incident et compatible avec celui-ci de manière à :
- réduire au minimum les répercussions sur les milieux marin, terrestre et atmosphérique des rejets non autorisés ou accidentels;
- protéger les travailleurs et le public;
- permettre la coordination des activités d'intervention d'urgence en présence de multiples autorités ou intervenants.
En ce qui concerne le plan d'urgence en cas de déversement et le plan d'intervention en cas d'urgence dans la région désignée des Inuvialuit, il sera également important de tenir compte des éléments suivants :
- s'assurer de la participation précoce des collectivités inuvialuit à la planification et à la préparation des plans d'urgence en cas de déversement, à l'établissement de magasins d'équipement ainsi qu'à la formation et à la préparation des intervenants inuvialuit et autres intervenants;
- créer un organisme d'intervention en cas de déversement d'hydrocarbures appartenant aux Inuvialuit et exploité par eux, éventuellement au moyen d'une coentreprise avec une entreprise d'intervention en cas de déversement établie;
- effectuer des exercices pour simuler des approches de commandement et d'exécution pour les premières interventions et les mesures d'intervention en cas de déversement plus important. Les Inuvialuit devraient participer aux aspects touchant la gestion et l'intervention, de concert avec le gouvernement et les organismes d'intervention;
- faire participer les dirigeants des collectivités inuvialuit au commandement unifié d'une intervention sur le lieu d'un déversement afin de s'assurer que les préoccupations et les connaissances des collectivités sont prises en compte;
- préparer un plan complet d'intervention en cas de déversement d'hydrocarbures avant le début de l'exploration, de la production et du transport d'hydrocarbures;
- assurer des communications efficaces et transparentes avec les collectivités inuvialuit sur l'évolution et le succès de toute intervention en lien avec un déversement, ainsi que la contribution des collectivités à l'intervention (par exemple, la prise en compte des connaissances traditionnelles et locales pour planifier et mettre en œuvre une intervention donnée);
- élaborer des procédures d'indemnisation pouvant être rapidement mises en œuvre pour fournir un soutien financier ou tout autre type de soutien aux personnes, entreprises et organisations touchées.